Estudio de Mejoramiento Continuo de los Procesos - CDEC-SING

CENTRO DE ENERGÍA
FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y
MATEMÁTICAS
UNIVERSIDAD DE CHILE
Dirección: Av. Tupper 2007, Santiago
Contacto: Rodrigo Moreno
Email: rmorenovieyra@ing.uchile.cl
Fono: +56 2 9784203
Mejoramiento Continuo de los Procesos
Vinculados a la Operación Económica y
Segura del SING
Informe Final
Abril 2016
Preparado para:
Centro de Despacho Económico de Carga del
Sistema Interconectado del Norte Grande
CDEC SING
Centro de Energía
Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas
Universidad de Chile
Autores:
Rodrigo Moreno
Vincenzo Bassi
Carlos Toro
Sebastián Püschel
Francisco Martínez-Conde
Eduardo Pereira
Abril 2016, Santiago, Chile
Resumen Ejecutivo
El presente documento contiene el informe final del estudio sobre el Mejoramiento Continuo de
los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING, preparado por el Centro
de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, en adelante CE-FCFM o Consultor,
para el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte
Grande, en adelante CDEC-SING.
El objetivo del estudio es realizar un diagnóstico y propuesta que analice las eventuales brechas
entre las prácticas de gestión para una (A) operación segura y (B) económica en un sistema
moderno (con penetración de generación renovable) y aquellas actualmente en aplicación en el
CDEC-SING.
(A) Objetivos específicos en temas relativos a la operación segura de sistemas eléctricos:
1. Investigación de las prácticas internacionales.
2. Diagnóstico de la situación nacional en materia de operación segura.
3. Desarrollo de un listado de metas y plan de acción / roadmap para conducir a los
sistemas nacionales a cumplir con las normas y buenas prácticas internacionales.
(B) Objetivos específicos en temas relativos a la operación económica de sistemas eléctricos:
1. Investigación de las prácticas internacionales.
2. Diagnóstico de la situación nacional en materia de operación económica.
3. Desarrollo de un listado de metas y un plan de acción / roadmap para conducir a los
sistemas nacionales a cumplir con las normas y buenas prácticas internacionales en
materia de operación económica.
Comparativa de las prácticas nacionales con aquellas prácticas observadas
internacionalmente y en el estado del arte
En el análisis de las prácticas nacionales e internacionales y del estado del arte, se identificaron
tres áreas importantes de trabajo que influyen de manera significativa en la operación segura y
económica del sistema:
1. Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad
2. Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de operación
3. Prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación1
Con respecto a la seguridad de suministro, se puede observar que los niveles experimentados
por el sistema eléctrico nacional, cuantificados en este informe mediante el índice SAIDI, distan
de manera significativa de los niveles de seguridad de suministro encontrados en la experiencia
internacional, tal como muestra la Figura I y II que presentan el SAIDI total y el SAIDI sin eventos
de fuerza mayor y externo2, de Chile y otros países.
1
Debido a que las actividades del CDEC incluyen –además de la operación del sistema– el diseño del sistema y
actividades de inversión, la planificación también se trata (al menos en parte) en este informe.
2
Externo quiere decir que no incluye distribución (sino que generación y transmisión).
Figura I: Comparación internacional SAIDI promedio total, 2010 - 2015. Incluye eventos de fuerza
mayor los segmentos de generación, transmisión y distribución.
Figura II: Comparación internacional SAIDI promedio externo, 2010 - 2015. Incluye solamente los
segmentos de generación y transmisión (lo que se denomina SAIDI externo), y no incluye eventos de
fuerza mayor.
ii
Esta diferencia se puede justificar debido a los bajos niveles de redundancia de red y reservas
de generación que presenta el sistema nacional con respecto a aquellos observados en países
desarrollados. De hecho, a excepción del sistema de transmisión troncal (el cual representa sólo
una proporción de los activos de transmisión), el sistema eléctrico chileno se planifica y opera
en base a un criterio N – 1 con relajación de carácter probabilística-económica, es decir, no es
un criterio determinístico o estricto3 como se entiende en el resto del mundo desarrollado. Esto
produce que, por ejemplo, existan demandas importantes (e.g. ciudades) alimentadas desde un
circuito simple (sin redundancia) o que la cantidad de reserva de generación no sea la suficiente
en el despacho para cubrir la falla de la unidad de generación más grande (sin utilizar
desprendimientos de carga involuntarios)4. Además, en este reporte se presenta y discute la
experiencia de varios países donde los estándares de seguridad (en su mayoría estrictos o
determinísticos) también van acompañados de un marco regulatorio más completo que
establece incentivos (y/o penalidades) a las mejoras de los índices utilizados para medir la
seguridad de suministro (e.g. SAIFI, SAIDI, ENS –Energy Not Supplied–); dichos incentivos (y/o
penalidades) pueden estar orientados tanto a los coordinados como a los CDECs.
Con respecto al nivel tecnológico de la red eléctrica y la sala de control del operador del
sistema, la experiencia internacional y el estado del arte demuestran la necesidad por nueva
tecnologías inteligentes tanto de redes eléctricas como de comunicación, control y monitoreo
de manera de contar con la flexibilidad necesaria que permita realizar un despacho seguro y al
mínimo costo posible, considerando la variabilidad de las fuentes renovables de energía. De la
misma manera, la experiencia internacional y el estado del arte demuestran la necesidad por
herramientas avanzadas de modelación que permitan gestionar eficientemente la nueva
infraestructura flexible de red y minimizar los cortes de energía renovable para hacer un mejor
aprovechamiento de los recursos de generación de energía eléctrica. En la experiencia
internacional, por ejemplo, es posible observar:
1. Sistemas PSS con lectura de señales remotas (no locales) mediante PMU.
Esto permite que los PSSs puedan tener una mejor respuesta para mitigar los problemas
de estabilidad en función de señales remotas, que están mejor posicionadas para
observar la inestabilidad.
2. Evaluación dinámica de la seguridad de suministro mediante simulación online en varios
operadores eléctricos en Latinoamérica, Norte América, Europa y Asia.
Esto permite al operador tener una mejor idea de los límites de transferencia de la red
ya sea para aumentar los niveles de seguridad o reducirlos y así aprovechar la
infraestructura de una manera más eficiente.
3. Uso de tecnología de comunicación para aumentar los niveles de confiabilidad de la red
eléctrica en el Reino Unido.
3
El criterio N-1 estricto (o determinístico) no permite la utilización de cortes de demanda ante la ocurrencia de
fallas simples.
4
En opinión del Centro de Energía, el problema actual con el estándar probabilístico está más relacionado con su
implementación (que no contempla un apropiado diseño de mercado donde la demanda pueda participar de
manera voluntaria y remunerada) que con sus fundamentos y esto se explica en detalle en el Resumen Extenso de
este informe.
iii
4.
5.
6.
7.
Esto permite transportar información rápidamente entre sensores, controladores y
actuadores, permitiendo una respuesta rápida del sistema ante fenómenos que
evolucionan en el orden se las décimas de segundos (e.g. estabilidad transitoria).
Uso de esquemas de protección especial, incluyendo tecnología adaptativa y uso de
control post-falla de redes híbridas AC/HVDC.
Esto permite tener una mejor maniobrabilidad de los retiros y las inyecciones post-falla
con el fin de evitar congestiones, problemas de tensión, estabilidad transitoria, etc. Con
la posibilidad de eliminar estos problemas post-falla, es posible utilizar la infraestructura
a un mayor nivel durante la pre-falla.
Uso de equipos FACTS con posibilidad de realizar ajuste de impedancias en modo
correctivo.
Esto permite desacoplar el control de flujo del control de consignas de las unidades de
generación, ya que la configuración de flujos sobre la red se puede realizar mediantes
cambios en la impedancia de ciertos corredores importantes en lugar de un cambio en
las inyecciones. Esto se puede realizar pre y post-falla, aumentando la flexibilidad del
sistema y desacoplando a un mayor nivel los problemas de la red de las decisiones de
despacho de las unidades de generación.
Uso de cálculo dinámico de capacidad de línea para aumentar las transferencias por el
sistema de transmisión, haciendo un mejor uso de la infraestructura de red existente.
Esto permite contar con una mejor estimación del rating verdadero de la línea bajo una
condición dada de temperatura y viento, en lugar de utilizar una estimación que
subestima su capacidad (ya que generalmente el rating estático corresponde a una
estimación que asume la ocurrencia de las peores condiciones).
Implementación de AGC, almacenamiento y despacho de la demanda para aprovechar
de mejor manera los recursos flexibles del sistema y así evitar cortes de generación
renovable y realizar una operación más segura y económica.
Esto permite disminuir los costos asociados al control de frecuencia y a los servicios
complementarios de reserva, realizando una operación eficaz de elementos altamente
flexibles (e.g. batería, demanda, generación flexible) en tiempo real.
Aunque estas prácticas distan de la realidad chilena, es posible enumerar avances importantes
en esta materia por parte del CDEC-SING, como por ejemplo:
1. Despliegue de PMUs para realizar monitoreo y control de área amplia, lo que a futuro
también puede contribuir al desarrollo de un DSA que permita mejorar las decisiones de
operación en tiempo real
2. Proceso de implementación del AGC, que permitirá hacer la actividad de regulación de
frecuencia más eficiente
3. Penetración de equipos BESS y FACTS, que permite actualmente aprovechar de mejor
manera los recursos económicos de generación mientras se mantienen los niveles
deseados de reserva y voltaje
En este contexto, es importante seguir fomentando el ingreso de nuevas tecnologías que
permitirá tener una mejor maniobrabilidad de la red eléctrica, lo que será especialmente útil
con una mayor penetración de generación renovable. Además, es importante destacar el rol de
las tecnologías de comunicación en permitir que las tecnologías eléctricas (tanto aquellas
enumeradas anteriormente como otras) funcionen apropiadamente y así en mantener niveles
iv
adecuados de confiabilidad del sistema eléctrico. A futuro, se vislumbra que habrá una mayor
demanda por redundancia, rapidez y disponibilidad de los sistemas de telecomunicaciones y no
es claro que esto sea posible de gestionar de manera eficiente bajo el actual esquema
contractual/comercial entre compañías eléctricas y los prestadores de servicios de
comunicaciones, y esto es un campo de acción tanto para los CDECs como para autoridades
como la CNE y el Ministerio de Energía.
Con respecto a las prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación, la
revisión de este informe se centró en los siguientes avances:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Modelos probabilísticos para la determinación de reserva
Modelos de localización de las reservas y áreas de control
Modelos de co-optimización del despacho de energía y reserva
Modelos de pronóstico de generación ERNC
Modelos de co-optimización electricidad-gas
Diseño de mercado acorde a las nuevas necesidades de flexibilidad
Estos avances se deben principalmente a la necesidad de operar con una mayor cantidad de
ERNCs en el sistema (que también es una de las principales preocupaciones del operador
chileno), y a los problemas asociados a su predictibilidad y variabilidad. También, se identifica
una necesidad por reconocer el efecto de nuevas tecnologías tanto de transmisión (e.g. FACTS,
equipos de protección especial, manejo de la demanda) como de monitoreo, control y
comunicación (e.g. PMUs, capacidad de hacer evaluación online de la seguridad) en las
decisiones de despacho e integración de generación renovable. Además, se identifica una
necesidad de coordinar varias decisiones operativas no solamente entre las decisiones de
reserva y despacho del output de las unidades, sino que también con otros sistemas como el
sistema de gas (que puede prestar flexibilidad o imponer más restricciones a la operación) o los
sistemas de distribución eléctrica, reconociendo el efecto de la generación distribuida tanto en
la oferta como en la demanda de servicios de reserva.
Del diagnóstico del sistema nacional, al igual que lo observado en la experiencia internacional
es clara la necesidad de contar con modelos más complejos y capaces de:




Realizar un pronóstico más adecuado de las necesidades de reserva, incluyendo su
ubicación y coordinación con el despacho de energía
Realizar una operación del sistema eléctrico co-optimizada con la operación del sistema
de gas
Contar con modelos que permitan co-optimizar tanto el despacho de potencia activa
como reactiva, conjuntamente, especialmente para capturar en los modelos de
despacho el efecto de nuevas tecnologías FACTS, SPS, BESS, etc.
Contar con una mayor visibilidad de los sistemas de distribución, lo que se transformará
en una necesidad más importante a futuro dependiendo de los niveles de generación
distribuida
Otro aspecto importante que se identificó tanto por el CE-FCFM como por los entrevistados es
el rol del análisis económico en la determinación de las reservas, la que en la práctica justifica
niveles de reserva de generación que no permiten cubrir la falla de la unidad más grande en
operación (sin utilizar desprendimientos de carga involuntarios). En opinión del Centro de
v
Energía, el problema actual con este análisis económico (o estándar de seguridad probabilístico)
está más relacionado con su implementación (que no contempla un apropiado diseño de
mercado que reconozca una participación remunerada y voluntaria de la demanda) que con sus
fundamentos y esto se explica en más detalle en el Resumen Extenso de este informe.
Además, si bien la proyección de generación renovable está delegada a los coordinados, no es
claro el rol y la responsabilidad del CDEC en la proyección sistémica de generación renovable.
Esto, en el contexto que la proyección sistémica de los errores de pronóstico (variable de vital
importancia en la determinación de las reservas) no es posible de delegar a actores
independientes del mercado debido a que es necesaria una visión macro de las correlaciones
entre las producciones de distintas unidades de generación.
En cuanto a los mercados complementarios a la energía, aunque se han observado avances
importantes en el reconocimiento y remuneración de varios servicios complementarios, no se
ha incursionado en la definición de un servicio que realmente refleje los niveles de flexibilidad
de la reserva disponible (e.g. rampa) y esto podría presentar un problema a futuro,
especialmente para incentivar la inversión en activos (tanto de red como de generación) que
puedan responder rápidamente a los requerimientos del operador del sistema.
Conclusiones, recomendaciones y metas a futuro
Los estándares de seguridad debiesen evolucionar con el fin de hacerlos más estrictos y con un
diseño de mercado consistente a la práctica. En particular, se concluye que es necesario aplicar
un criterio N-1 estricto acompañado por una evaluación probabilística que permita aumentar
los niveles de seguridad en algunos casos (e.g. a N-2) o permitir que la demanda contribuya
voluntariamente y remuneradamente en el cumplimiento del estándar de seguridad. Esto tanto
en operación como en planificación de la red y para la determinación de los volúmenes de
reserva en giro.
La confiabilidad y seguridad de suministro se debe monitorear con índices adecuados y
comparables con estándares internacionales, diseñando mecanismos más apropiados para la
fiscalización y penalización/incentivos. En este sentido, se debe realizar un esfuerzo mayor por
mejorar la confiabilidad del sistema chileno el cual presenta niveles muy bajos en comparación
con la estadística internacional. Esto también requiere tener una red más resiliente a la
ocurrencia de eventos extremos, especialmente en un país como Chile que está expuesto de
manera importante a fenómenos naturales como aluviones, erupción de volcanes, terremotos,
tsunamis, etc.
Con respecto a los niveles tecnológicos asociados a la actividad de operación, éste se califica
como en vías de desarrollo ya que se ha reconocido en la experiencia internacional que hay
tecnologías claves para viabilizar eficientemente una mayor penetración de generación ERNC y
que actualmente no están presentes en las redes chilenas o se está iniciando su instalación y/o
uso. Esta tecnología incluye infraestructura que se debe instalar tanto en las redes de
transmisión (e.g. equipo FACTS) como en las salas de control (e.g. evaluación dinámica de
seguridad). En este contexto es importante diseñar mecanismos que permitan remunerar dicha
infraestructura, ya sea en los CDECs como en las redes principales, donde la propiedad puede
que recaiga en alguno de los coordinados. En este punto es importante considerar que la
presencia de nueva tecnología es fundamental para viabilizar los objetivos de la política
vi
energética de Chile y es necesario entender más profundamente los portfolios tecnológicos que
son consistentes tanto con los objetivos de dicha política como con las características del
sistema nacional.
Con respecto a la modelación y programación de la operación, si bien la optimización del
despacho económico ha resultado satisfactoria en el contexto histórico, la pregunta principal se
asocia a su aplicabilidad al contexto futuro, particularmente con un sistema interconectado a
nivel nacional y con volúmenes altos de generación renovable. Así, es importante contar con
modelos que permitan coordinar varias decisiones de despacho en pre y post-falla con otras
decisiones como las reservas, las inyecciones de potencia activa y reactiva, considerando la
presencia de generación renovable y de nueva tecnología inteligente de red eléctrica,
monitoreo, control y comunicación. Dichos modelos deben además reconocer el efecto de las
decisiones del despacho eléctrico en otra infraestructura y sistemas como el gasífero o las redes
de distribución (considerando la generación distribuida).
Consistentemente, se plantea un plan a futuro con el fin de cerrar las brechas existentes entre
la situación nacional y aquella observada en la experiencia internacional. Para esto se propone
el siguiente conjunto de lineamientos estratégicos que guíe el mejoramiento continuo de los
procesos vinculados a la operación económica y segura del SING (en el Resumen Extenso –
Tablas B y C–, las metas han sido separadas en responsabilidad de operador y responsabilidad
del sector, además de enumerar una serie de metas asociadas tanto al corto como al mediano y
largo plazo; en los capítulos 6, 7 y 8 se presentan las líneas de acción asociadas a estas metas):
Seguridad de suministro y estándares




Contar con un criterio N-1 estricto con contribución contractual de la demanda en una
base probabilística, armonizando la práctica actual con la creación de un mercado de
SSCC acorde. Este criterio se debe aplicar sobre todo el conjunto de activos a nivel de
generación (i.e. reservas) y transmisión.
Contar con una protocolización del proceso de toma de decisiones estratégicas de
operación y planificación en términos de la seguridad de suministro (con el fin de
minimizar ambigüedades, e.g. decisión de niveles de redundancia en corredores críticos
en operación e inversión), integrando en el proceso de decisión a otros actores claves
como el regulador
Contar con un informe público de monitoreo de las actividades de operación, que
analice fallas e incluya recomendaciones a varios actores, incluyendo cambios en las
prácticas de operación y diseño, e incluso cambios regulatorios
Contar con un sistema eléctrico nacional robusto y resiliente frente a situaciones de
emergencia y catástrofes naturales, estableciendo nuevas prácticas, estándares e
institucionalidad (que pueden ir más allá del mero ámbito eléctrico).
Tecnologías avanzadas y prácticas asociadas

Contar con la evaluación de los beneficios de cada una de las tecnologías de redes
inteligentes (incluyendo tecnología eléctrica –tales como FACTS, BESS, SPS, DLR– y de
comunicación) en conjunto con una estimación de sus costos de inversión, ambos para
distintos niveles de penetración (y determinando los grados de sustitución con la
vii




infraestructura primaria de red, i.e. inversiones en líneas y transformadores). Esto
incluye tecnologías tanto en la red eléctrica como en las salas de control y en las redes
de comunicación
Contar con tecnologías (y un diseño de mercado) que permitan despachar y controlar la
demanda flexible presente en el sistema
Contar con una plataforma tecnológica (de hardware y software) que permita evaluar la
estabilidad y seguridad de suministro en tiempo real (DSA por su sigla en inglés) y así
tomar las acciones de re-despacho necesarias para resguardar la seguridad de
suministro
Contar con un nivel eficiente de penetración de portafolios tecnológicos (incluyendo un
amplio espectro de tecnologías en la categoría de las redes inteligentes) instalados en el
sistema, acorde a sus necesidades de flexibilidad y al nivel de generación renovable
Contar con un nivel de integración tanto en la planificación como en la operación de la
infraestructura eléctrica y de comunicaciones, con una visión multi-sistémica de manera
de contar con un monitoreo y control adecuado para las necesidades a futuro
Modelos matemáticos, operación/gestión económica y servicios complementarios





Contar con modelos avanzados, desarrollados ya sea internacionalmente o
nacionalmente. Los modelos utilizados deben demostrar claras ventajas sobre las
alternativas existentes, con la posibilidad de protocolizar el proceso de selección. Estos
modelos deben ser capaces de:
o determinar volúmenes y localización de la reserva mediante modelos
probabilísticos, co-optimizando la producción de energía y reserva
o coordinar varias decisiones de potencia activa y reactiva (modelos AC OPF);
despacho de unidades de generación y equipos de red; operación de electricidad
y gas
o reconocer el efecto de la presencia de varias tecnologías flexibles (FACTS, SPS,
BESS, etc.) en las decisiones de despacho económico, al igual que en las acciones
correctivas ante fallas
o pronosticar generación ERNC (solar, eólica, mini-hidro, etc.) con una visión
sistémica a cargo del operador del sistema
Contar con etapas intra-diarias en la determinación de reservas con el fin de reducir los
errores de pronóstico
Contar con criterios armonizados de reserva entre los sistemas SIC y SING que aseguren
suficiente reserva en generación con criterio N-1 (considerando la contribución
contractual de la demanda en una base probabilística)
Contar con un diseño de mercados de SSCC con fundamentos bien reconocidos y
justificados acorde a los avances de las mejores prácticas y el estado del arte,
incluyendo servicios que aporten a la flexibilidad del sistema
Contar con una gestión eficiente que permita agregar varios agentes distribuidos a lo
largo del sistema (como generación, demanda, almacenamiento, etc., incluyendo varios
niveles de voltaje, incluso distribución) en plantas virtuales, facilitando la labor del CDEC
en un sistema que se vuelve cada vez más complejo y atomizado
viii
Además, se considera que para realizar la mayoría de las mejoras indicadas anteriormente, es
necesario un cambio estructural mayor a nivel institucional con el fin de aumentar la capacidad
que tiene el operador del sistema para realizar investigación y desarrollo, esto incluye: análisis
en el uso de nuevas tecnologías, nuevas prácticas de seguridad y nuevas prácticas de despacho
económico, capacidad de desarrollo de modelos matemáticos y herramientas computacionales
avanzadas, etc. Esta realidad se ha observado en operadores internacionales como MISO, PJM,
ISO-New England, entre varios otros. Esto es posible de realizar en el corto plazo en el contexto
del nuevo proyecto de Ley de Transmisión que da libertad a los directores para estructurar la
nueva institución nacional de operación en función de sus objetivos y funciones. Es importante
mencionar que el nuevo proyecto de Ley de Transmisión propone nuevas tareas al operador del
sistema (e.g. su rol en la planificación proactiva/anticipativa), las cuales también se deben
apoyar en modelos adecuados (e.g. planificación de red ante incertidumbre5) que ayuden a
alcanzar niveles de eficiencia que estén a la altura de las expectativas de los consumidores, la
industria y las metas de crecimiento del país. Todo esto requiere un esfuerzo no solamente del
operador, pero además de las autoridades, la industria y el mundo académico.
Los desafíos anteriormente mencionados asociados a la integración exitosa de altos niveles de
generación renovable en un sistema eléctrico particularmente largo, no tienen precedentes a
nivel nacional y son solamente comparables a la electrificación del país. A modo de referencia,
se presenta en la Tabla I los recursos con los que cuentan otros CDECs, particularmente en
Estados Unidos para enfrentar los desafíos actuales. Así, es esperable que el presupuesto del
futuro operador esté acorde a estos niveles internacionales, considerando que la inversión en
modernizar la operación (inversión en tecnología, software, modelos, ICT, capital humano
especializado, etc.) repercute de manera importante no solamente en la eficiencia de la
operación del sistema sino que también en los niveles necesarios de inversión a futuro. Un
presupuesto adecuado también debe ser considerado para instituciones como la SEC, CNE y el
Ministerio de Energía, esto considerando la falta de recursos que existe actualmente (ver Anexo
B) y la importancia que presenta el sector energético para la competitividad del país 6.
5
G. Strbac, C. Vasilakos, R. Moreno, I. Konstantelos, D. Papadaskalopoulos, “It’s all about grids: The importance of
transmission pricing and investment coordination in integrating renewables”, IEEE Power and Energy Magazine,
Jul. 2015.
6
V. Corbo y A. Hurtado, «Causas y consecuencias del problema energético en Chile: Una visión desde la
macroeconomía,» Puntos de referencia del Centro de Estudios Publicos, 2014.
ix
Tabla I: Presupuesto anual CDECs
ISO
CAISO (US)
Annual Budget (US $mn)
195
ERCOT (US)
7
Staff
572
Peak Demand (MW)
57 000
176
670
65 700
MISO (US)
273
782
137 000
NYISO (US)
119
452
33 000
PJM (US)
252
725
167 000
SPP (US)
76
476
50 000
Este informe también contiene la información de (i) un análisis que se realizó a las prácticas
operativas en países latinoamericanos, (ii) una cuantificación del impacto de contar con
mayores niveles de reserva y la posibilidad de invertir en unidades de generación para hacer
más eficiente el despacho de dichas reservas en el SING, y (iii) el resultado de encuestas
realizadas a varios coordinados. Todo esto se incluye en el Resumen Extenso (y en el resto de
este informe), a continuación.
7
Regresiones lineales: Budget[$mn] = 0,0012 x D[MW] + 81,102 y Staff[# per] = 0,0021 x D[MW] + 430,29.
x
[Página en blanco]
Resumen Extenso
El presente documento contiene el informe final del estudio sobre el Mejoramiento Continuo de
los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING, preparado por el Centro
de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, en adelante CE-FCFM o Consultor,
para el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte
Grande, en adelante CDEC-SING.
El objetivo del estudio es realizar un diagnóstico y propuesta que analice las eventuales brechas
entre las prácticas de gestión para una (A) operación segura y (B) económica en un sistema
moderno (con penetración de generación renovable) y aquellas actualmente en aplicación en el
CDEC-SING.
(A) Objetivos específicos en temas relativos a la operación segura de sistemas eléctricos:
1. Investigación de las prácticas internacionales.
2. Diagnóstico de la situación nacional en materia de operación segura.
3. Desarrollo de un listado de metas y plan de acción / roadmap para conducir a los
sistemas nacionales a cumplir con las normas y buenas prácticas internacionales.
(B) Objetivos específicos en temas relativos a la operación económica de sistemas eléctricos:
1. Investigación de las prácticas internacionales.
2. Diagnóstico de la situación nacional en materia de operación económica.
3. Desarrollo de un listado de metas y un plan de acción / roadmap para conducir a los
sistemas nacionales a cumplir con las normas y buenas prácticas internacionales en
materia de operación económica.
Prácticas internacionales y estado del arte
Las temáticas principales referentes a las prácticas asociadas a una operación segura y
económica en un sistema moderno con penetración ERNC, se levantaron de un análisis
detallado de la literatura reciente y de conversaciones con varios expertos nacionales e
internacionales en el tema de operación y modelación de sistemas eléctricos. En esta
investigación, se identificaron tres áreas de trabajo:
1. Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad
2. Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de operación
3. Prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación8
La experiencia internacional y el estado del arte demuestran la necesidad por nueva
tecnologías inteligentes tanto de redes eléctricas como de comunicación, control y monitoreo
de manera de contar con la flexibilidad necesaria que permita realizar un despacho seguro y al
mínimo costo posible, considerando la variabilidad de las fuentes renovables de energía. De la
misma manera, la experiencia internacional y el estado del arte demuestran la necesidad por
8
Debido a que las actividades del CDEC incluyen –además de la operación del sistema– el diseño del sistema y
actividades de inversión, la planificación también se trata (al menos en parte) en este informe.
ii
herramientas avanzadas de modelación que permitan gestionar eficientemente la nueva
infraestructura flexible de red y minimizar los cortes de energía renovable para hacer un mejor
aprovechamiento de los recursos de generación de energía eléctrica.
En cuanto a los niveles de seguridad, la estadística internacional revisada demuestra que las
redes eléctricas de alta tensión operadas por los operadores tipo CDECs presentan niveles de
confiabilidad significativamente superiores a las redes de media y baja tensión operadas por las
compañías distribuidoras. La explicación de esto se basa, principalmente, en dos razones: (1) las
redes de mayor tensión, por diseño, cuentan con exigencias más altas de seguridad (en
términos de redundancia y tiempos de reconexión) debido a que tienen una mayor carga
asociada, cuya falla puede llevar a un colapso mayor del sistema (ver Figura A); y (2) los
estándares de seguridad a nivel de transmisión de la mayorías de los países analizados son
determinísticos del tipo N-k (k=1 ó 2) como muestra la Tabla A, lo que conlleva a niveles
importantes de redundancia de la red principal.
Figura A: Principio de seguridad según nivel de tensión.
Tabla A: Estándares de seguridad por país
País
Seguridad en operación
N – 1 con relajación
probabilística-económica
Seguridad en planificación
N – 1 con relajación
probabilística-económica
Nueva Zelanda
N - 1 en el sistema central
N - k en sistema económico con k
obtenido según CBA
N - 1 en el sistema central
N - k en sistema económico con k
obtenido según CBA
Gran Bretaña
N–2
N–2
EEUU
N-1
N – 1 – 1 (considerando una
salida planeada)
Francia
N–1
N – 2 para doble circuito
N–1
N – 2 para doble circuito
España
N–2
N–2
Irlanda
N–1
N–1
Chile
iii
Bélgica
N–2
N–2
Japón
N – 1 y N – 2 (en algunas
regiones)
N – 1 y N – 2 (en algunas
regiones)
Brasil
N – 1 con relajación
probabilística-económica
N–1
En este reporte se presenta y discute la experiencia de varios países donde los estándares de
seguridad (en su mayoría determinísticos) también van acompañados de un marco regulatorio
más completo que establece incentivos (y/o penalidades) a las mejoras de los índices utilizados
para medir la seguridad de suministro (e.g. SAIFI, SAIDI, ENS –Energy Not Supplied–). Por
ejemplo, se destacan las experiencias del Reino Unido donde el nuevo régimen tarifario
llamado RIIO (Revenue + Incentive + Innovation + Outputs) establece incentivos claros a la
mejora de una serie de servicios asociados a la transmisión (incluyendo la seguridad de
suministro), dejando atrás la tarificación meramente basada en una tasa de rentabilidad sobre
la inversión. Remunerar en función de los servicios prestados (“outputs” en la regulación
británica) en lugar de las inversiones realizadas representa un cambio de paradigma
importante, donde el inversionista prefiere invertir en las mejores tecnologías para entregar el
servicio de transporte y no necesariamente en nuevas líneas que pueden presentar un costo
más elevado en comparación con equipos FACTS, esquemas de control, comunicación,
monitoreo, etc. Otra experiencia interesante en materia de incentivos se muestra en algunos
operadores de EEUU donde se definen índices de desempeño para los operadores de sistemas y
se premian mejoras de dicho índices mediante incentivos directos al equipo profesional y no al
organismo operador (que corresponde a una institución sin fines de lucro).
Otro ejemplo importante a destacar en el Reino Unido son los incentivos para mejorar la
calidad de suministro que están focalizados en aquellas áreas y clientes que presentan los
peores índices de calidad de suministro (esquema llamado Worst Served Consumer). Este tipo
de iniciativas permiten mejorar la calidad de suministro no sólo en términos promedios, sino
que también en términos de su dispersión.
En cuanto a las nuevas tecnologías de redes y de información, monitoreo, comunicación y
control se presentan varios casos que ilustran los usos y beneficios de tecnologías como:
sistemas especiales de protección, técnicas de control coordinado de tensión, uso de
tecnologías avanzadas de información y comunicación (ICT), sistemas de vigilancia y control de
área amplia (WAMS), sistemas flexibles de red (FACTS/HVDC), técnicas avanzadas de evaluación
dinámica de seguridad (DSA), control automático de generación (AGC), respuesta de la
demanda, uso de sistemas de almacenamiento, así como también evaluación dinámica de la
capacidad de líneas de transmisión (DLR). Todas estas tecnologías permiten mejorar tanto los
índices económicos como de seguridad de suministro del sistema eléctrico, ya que permiten un
mejor uso de los recursos de la red mediante el acceso a mayor información y herramientas
avanzadas que pueden hacer uso de esa información en tiempo real. Más aún, la experiencia
internacional demuestra que la instalación de nueva tecnología de red puede evitar niveles
importantes de inversión y de congestión, y disminuir el costo de falla, haciendo más
eficiente y segura la integración de generación renovable, que incluso es posible que no
pueda ser instalada sin los necesarios niveles de modernidad tanto en la red como en la sala
iv
de control del operador. De la experiencia internacional y el estado del arte, se puede observar
que la instalación de estas tecnologías se puede realizar mediante proyectos pilotos que son
remunerados mediante fondos especiales que permiten crear el conocimiento y el capital
humano para la incorporación de más tecnología a futuro (si de la experiencia con el proyecto
piloto se concluye que dicha tecnología es beneficiosa), y mediante esquemas de incentivos
que premien el desempeño de las actividades de operación y transmisión (en lugar de
simplemente realizar una cobertura del CAPEX de la infraestructura).
En este reporte se presentan varios casos de estudio en distintos países que demuestran los
beneficios de un mayor grado tecnológico en el sistema:
1. Sistemas PSS con lectura de señales remotas (no locales) mediante PMU.
Esto permite que los PSSs puedan tener una mejor respuesta para mitigar los problemas
de estabilidad en función de señales remotas, que están mejor posicionadas para
observar la inestabilidad.
2. Evaluación dinámica de la seguridad de suministro mediante simulación online en varios
operadores eléctricos en Latinoamérica, Norte América, Europa y Asia.
Esto permite al operador tener una mejor idea de los límites de transferencia de la red
ya sea para aumentar los niveles de seguridad o reducirlos y así aprovechar la
infraestructura de una manera más eficiente.
3. Uso de tecnología de comunicación para aumentar los niveles de confiabilidad de la red
eléctrica en el Reino Unido.
Esto permite transportar información rápidamente entre sensores, controladores y
actuadores, permitiendo una respuesta rápida del sistema ante fenómenos que
evolucionan en el orden se las décimas de segundos (e.g. estabilidad transitoria).
4. Uso de esquemas de protección especial, incluyendo tecnología adaptativa y uso de
control post-falla de redes híbridas AC/HVDC.
Esto permite tener una mejor maniobrabilidad de los retiros y las inyecciones post-falla
con el fin de evitar congestiones, problemas de tensión, estabilidad transitoria, etc. Con
la posibilidad de eliminar estos problemas post-falla, es posible utilizar la infraestructura
a un mayor nivel durante la pre-falla.
5. Uso de equipos FACTS con posibilidad de realizar ajuste de impedancias en modo
correctivo.
Esto permite desacoplar el control de flujo del control de consignas de las unidades de
generación, ya que la configuración de flujos sobre la red se puede realizar mediantes
cambios en la impedancia de ciertos corredores importantes en lugar de un cambio en
las inyecciones. Esto se puede realizar pre y post-falla, aumentando la flexibilidad del
sistema y desacoplando a un mayor nivel los problemas de la red de las decisiones de
despacho de las unidades de generación.
6. Uso de cálculo dinámico de capacidad de línea para aumentar las transferencias por el
sistema de transmisión, haciendo un mejor uso de la infraestructura de red existente.
Esto permite contar con una mejor estimación del rating verdadero de la línea bajo una
condición dada de temperatura y viento, en lugar de utilizar una estimación que
subestima su capacidad (ya que generalmente el rating estático corresponde a una
estimación que asume la ocurrencia de las peores condiciones).
v
7. Implementación de AGC, almacenamiento y despacho de la demanda para aprovechar
de mejor manera los recursos flexibles del sistema y así evitar cortes de generación
renovable y realizar una operación más segura y económica.
Esto permite disminuir los costos asociados al control de frecuencia y a los servicios
complementarios de reserva, realizando una operación eficaz de elementos altamente
flexibles (e.g. batería, demanda, generación flexible) en tiempo real.
En la utilización de estas tecnologías se destacan los países de Norte América y Europa, donde
se ilustran prácticas avanzadas de operación asociadas al uso de nuevas tecnologías.
Por otra parte, la revisión de prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación
se centró en los siguientes avances:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Modelos probabilísticos para la determinación de reserva
Modelos de localización de las reservas y áreas de control
Modelos de co-optimización del despacho de energía y reserva
Modelos de pronóstico de generación ERNC
Modelos de co-optimización electricidad-gas
Diseño de mercado acorde a las nuevas necesidades de flexibilidad
Estos avances se deben principalmente a la necesidad de operar con una mayor cantidad de
ERNCs en el sistema (que también es una de las principales preocupaciones del operador
chileno), y a los problemas asociados a su predictibilidad y variabilidad. También, se identifica
una necesidad por reconocer el efecto de nuevas tecnologías tanto de transmisión (e.g. FACTS,
equipos de protección especial, manejo de la demanda) como de monitoreo, control y
comunicación (e.g. PMUs, capacidad de hacer evaluación online de la seguridad) en las
decisiones de despacho e integración de generación renovable. Además, se identifica una
necesidad de coordinar varias decisiones operativas no solamente entre las decisiones de
reserva y despacho del output de las unidades, sino que también con otros sistemas como el
sistema de gas (que puede prestar flexibilidad o imponer más restricciones a la operación) o los
sistemas de distribución eléctrica, reconociendo el efecto de la generación distribuida tanto en
la oferta como en la demanda de servicios de reserva.
Con respecto al diseño de mercado, se presentan experiencias que destacan las problemáticas
asociadas a la determinación y localización de los recursos de manera de enfrentar de mejor
manera el suministro de servicios complementarios de reserva y flexibilidad. Además, se
presentan experiencias recientes de nuevos diseños de mercados que premien la entrega de
servicios asociados a los requerimientos de flexibilidad del sistema (varios servicios de reserva y
rampa mediante flexi-ramp markets), de manera de promover un despacho más adecuado a los
niveles de penetración de ERNC, que además promueva (mediante señales de precio de largo
plazo) la instalación e inversión de recursos más flexibles.
vi
Situación actual en Chile y necesidades de mejora
Se realizó un análisis de la literatura nacional además de una serie de entrevistas y encuestas
con varias autoridades, expertos, coordinados y los CDECs con de fin de levantar una
descripción general de la situación actual en Chile, identificando necesidades a la luz de los
desafíos futuros del sistema y de lo estudiado en la literatura internacional. A continuación, se
presentan los principales elementos del análisis realizado, dividido en las siguientes tres áreas
de trabajo enunciadas anteriormente:
1. Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad
2. Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de operación
3. Prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación
Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad
Con respecto a los estándares de seguridad
El sistema eléctrico chileno se planifica (a excepción del sistema de transmisión troncal) y opera
en base a un criterio N – 1 con relajación de carácter probabilística-económica, es decir, no es
un criterio estricto como se entiende en el resto del mundo desarrollado. Para la relajación del
criterio se contempla la participación de esquemas EDAG, ERAG y EDAC activados por
desenganche directo, sub-frecuencia o sub-tensión. El grado de participación de los esquemas
EDAG, ERAG y EDAC se determina en base a una evaluación técnico-económica considerando el
costo unitario de la energía no suministrada de corta duración y la estadística de probabilidad
de falla de la infraestructura.
Es importante destacar que, por otra parte, el sistema de trasmisión troncal si es planificado en
base a un criterio N – 1 estricto, siendo este segmento el único en el cual el operador del
sistema nacional posee potestad para participar en su planificación.
En general se considera que este estándar probabilístico de seguridad provee conceptualmente
un marco adecuado para cuantificar los costos y beneficios de alternativas de operación,
refuerzo y expansión del sistema de transmisión, dado que cuantifica y compara el beneficio
económico de reducir el riesgo de interrupciones de suministro con las distintas alternativas
asociadas de operación (e.g. congestión) e inversión en nueva infraestructura de red. No
obstante, existe una percepción negativa de este estándar desde los clientes y la demanda. En
opinión del Centro de Energía, el problema actual con el estándar está más relacionado con su
implementación (que no contempla un apropiado diseño de mercado) que con sus
fundamentos. Además, existen varias críticas a este esquema que se presentan a continuación:



No existe estadística de probabilidad de falla y reparación de los componentes que
pueda ser creíble para ser utilizada a futuro cuando existen cambios estructurales en la
infraestructura.
No existen modelos lo suficientemente avanzados para realizar evaluaciones
probabilísticas de seguridad del sistema que cuenten con la confianza del sector.
La aplicación de penalizaciones en caso de apagones es compleja, ya que no hay plena
claridad acerca de cuáles son las responsabilidades del operador del sistema para
mantener la seguridad de suministro frente a una falla (en otras palabras, no está claro
vii


sobre qué eventos el operador efectivamente puede utilizar desprendimientos de carga
por razones de seguridad).
Los costos de falla considerados al realizar las evaluaciones son ampliamente criticados
por los grandes consumidores, principalmente aquellos cuya actividad involucra altos
costos para retomar la actividad normal post-desconexión, como es el caso de la
minería. En general estos consideran que los valores utilizados para el costo energía no
suministrada son bajos respecto de las pérdidas directas e indirectas asociadas a una
desconexión. Además, no existe la implementación de un mercado donde se remunere
efectivamente el servicio complementario prestado por la demanda.
Se considera que los estándares probabilísticos de seguridad no constituyen realmente
“estándares” de seguridad debido a que responden a una filosofía de operación
económica por sobre una filosofía de operación segura; es decir, priorizan una
operación económica del sistema por sobre una operación con márgenes de seguridad
adecuados, previamente establecidos. En Chile, la relajación del criterio N-1 se lleva a
cabo tanto en términos operacionales como de diseño.
En conclusión, el criterio N – 1 en planificación y operación que cuenta con una relajación
probabilística-económica, no permite al sistema contar con los niveles adecuados de
redundancia para soportar fallas simples sin la necesidad de desprender demanda. Esto no
solamente afecta la infraestructura de transmisión, sino que también los niveles de reserva de
generación con que cuenta el sistema durante su operación.
En este punto, es importante hacer la distinción entre desprendimientos de cargas
involuntarios y voluntarios. Los párrafos anteriores se refieren a aquellos cortes de demanda
que se imponen a los clientes. Si la demanda, por el contrario, desea contribuir
voluntariamente a la seguridad del suministro participando en un esquema de pago apropiado,
esto no se debiese impedir y para facilitar esto habría que diseñar un mercado de servicios
complementarios adecuadamente (con servicios diferenciados para fallas de generación –
control de frecuencia– y fallas de líneas). Aunque se considera que este cambio debe liderado
por el regulador, se debe realizar en colaboración directa con el operador del sistema nacional.
En relación a la información obtenida de las entrevistas realizadas a los distintos actores del
sector (Anexo B) se desprende que la no existencia de redundancia en algunas líneas radiales
y/o en transformación constituye una preocupación importante tanto para los clientes del
sistema de transmisión (clientes regulados y clientes libres) como para los coordinados
generadores, lo cual en algunos casos ha implicado inversiones (para aumentar la seguridad)
que no resultan adecuadamente remuneradas (e.g. sub-transmisión).
Con respecto a los índices de indisponibilidad en generación y transmisión
En relación a los estándares de calidad de suministro establecidos para los segmentos de
generación y transmisión se observa que, la evaluación de la calidad de suministro se realiza
mediante la fijación de límites máximos permitidos para los índices de indisponibilidad HPRO
(horas de desconexión promedio anual por concepto de indisponibilidad programada), HFOR
(horas de desconexión promedio anual por concepto de indisponibilidad forzada) y FFOR
(frecuencia de desconexiones promedio anual por concepto de indisponibilidad forzada)
asociados directamente a las horas de desconexión promedio anual de un elemento de
generación y/o transmisión. En generación, los límites establecidos se relacionan con el tipo de
viii
tecnología, mientras que en transmisión los límites establecidos se relacionan con el nivel de
tensión y la longitud de las líneas. Por normativa, la Dirección de Peajes (DP) debe entregar
mensualmente los cálculos asociados a indisponibilidad de acuerdo al anexo técnico "Informe
Calidad de Suministro y Calidad de Producto", indicando los incumplimientos registrados e
informando de ello a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
Sin embargo, de las entrevistas realizadas a los distintos actores del sector eléctrico nacional
(Anexo B) se desprende que la evaluación real de la calidad de suministro proporcionada por los
agentes de generación y transmisión, no es realizada adecuadamente por parte del fiscalizador.
Si bien los índices de indisponibilidad descritos en la regulación (Art. 5 – 58 de la Norma Técnica
de Seguridad y Calidad de Suministro, NTSyCS) son calculados por la DP del CDEC respectivo e
informados mes a mes a cada uno de los coordinados, no existe fiscalización ni penalización por
parte de la SEC sobre el incumplimiento (Art. 5 – 59 y 5 – 60 de la NTSyCS). Esto se debe, según
apreciación de la propia SEC (Anexo B), a los escasos recursos disponibles para esta tarea, lo
que conlleva a concentrar sus esfuerzos de fiscalización en los segmentos que tienen
repercusión directa sobre los usuarios finales (segmento de distribución).
Según estadísticas de la SEC, al año se reciben alrededor de 400 informes de falla, siendo capaz
de fiscalizar sólo los eventos más importantes. De esta manera, de los 400 informes de falla
recibidos sólo son analizados aquellos que corresponden a las fallas con mayor repercusión
para los usuarios finales. Si luego del análisis realizado por la SEC se determina que la
interrupción tuvo su origen en el segmento de generación o en el segmento de transmisión, se
fiscaliza al causante de la interrupción y se le cursan multas económicas; además, se debe
devolver a la distribuidora afectada el monto cancelado en compensaciones a los usuarios
finales, siendo esta la única fiscalización o penalización que reciben en la actualidad los agentes
de generación y/o transmisión por interrupciones de suministro provocada en sus propias
redes.
Otra crítica importante que se desprende de las entrevistas con los coordinados en el SING
(Anexo B), es que los límites de indisponibilidad no consideran la redundancia de la
infraestructura. Por ejemplo, un límite de disponibilidad podría ser muy exigente si se aplica
sobre una infraestructura que cuenta con 1, 2 o hasta 3 grados de redundancia (e.g. sistema de
transmisión adicional minero); no obstante el mismo límite podría resultar poco exigente si se
aplica sobre una infraestructura que no cuenta con los niveles de redundancia adecuados.
Es evidente que la exigencia de índices de disponibilidad es necesaria; no obstante no existe
una regla clara para traspasar los sobre-costos del sistema (e.g. congestión) o una proporción
de éste, originado por una indisponibilidad ineficientemente gestionada y prolongada de una
instalación. Es importante considerar que si bien la gestión de la indisponibilidad depende en
gran parte del dueño de la instalación, la seguridad del sistema no se puede delegar y debiera
continuar bajo la gestión del CDEC. En este marco, es importante que el CDEC coordine
adecuadamente las indisponibilidades y tenga medidas para mitigar el eventual decrecimiento
de los niveles de seguridad de suministro.
Con respecto a los índices de continuidad
En relación a los índices de continuidad en la generación y transmisión, se utilizan los índices
TTIK (duración de interrupciones) y FMIK (frecuencia de interrupciones) en la evaluación de la
ix
continuidad de suministro y, aunque se establecen límites definidos como aceptables, la
utilidad de estos índices es meramente referencial. Su uso es principalmente para que el
operador pueda entregar recomendaciones directamente a la Comisión Nacional de Energía
(CNE); sin embargo, por regulación no se establecen penalizaciones ni incentivos asociados al
desempeño de cada agente en relación a los índices de continuidad de suministro.
Con respecto a la distribución, los índices de continuidad de suministro establecidos en la
regulación (Art. 5 – 61 y 5 – 62 de la NTSyCS) son utilizados de dos maneras:
o Se fijan objetivos de continuidad de suministro en base a estos índices para las
empresas distribuidoras según la tarifa reconocida para cada distribuidor.
o De manera referencial para la evaluación de la seguridad y continuidad de
suministro.
A diferencia de la generación/transmisión, si existe una fiscalización importante por sobre los
niveles de continuidad reportados por las empresas de distribución, lo cual se puede utilizar
para extraer lecciones. En entrevistas con coordinados, reportaron que las exigencias sobre los
niveles de seguridad sobre la distribución, puede generar inversiones en la transmisión (en
particular la sub-transmisión) ya que estas inversiones tendrían efectos positivos sobre los
índices de continuidad de la distribuidora. Esto, según algunos coordinados, causaba problemas
de reconocimiento de costos en el proceso tarifario de la sub-transmisión. Esta interacción
entre las exigencias a las empresas distribuidoras y la mejora en sus índices de continuidad que
se puede producir mediante una mejor planificación de la red de transmisión (aguas arriba de
dichas instalaciones de distribución), es un aspecto importante que debiera considerar a futuro
el rol planificador del operador del sistema nacional junto con la autoridad, ya que se podrían
originar una inconsistencia entre (i) lo que se espera (y se exige) en términos de continuidad y
seguridad a nivel del cliente final y (ii) los niveles que efectivamente se pueden sustentar con
las prácticas de operación y diseño a nivel del sistema principal CDEC/generación/transmisión.
En opinión de algunos entrevistados, esta inconsistencia existe hoy en día y causa pérdidas
importantes en las empresas distribuidoras.
También se puede desprender de las entrevistas con los distintos actores del sector eléctrico
nacional (Anexo B) que, en opinión de la autoridad y los coordinados, es necesario migrar hacia
la utilización de indicadores de continuidad de suministro que sean capaces de representar de
una mejor manera los niveles de seguridad, calidad y continuidad de suministro que
experimentan los usuarios finales del sistema. Para esto se propone utilizar los índices SAIFI y
SAIDI los cuales se pueden comparar con la experiencia internacional.
Con respecto a la resiliencia del sistema eléctrico
Aunque es posible reconocer la existencia de un Plan de Defensa Ante Contingencias Extremas,
se reporta en varios documentos nacionales las siguientes falencias del sistema actual:




Incapacidad de enfrentar contingencias mayores a una contingencia simple (incluso en
algunos casos contingencias simples llevan al desprendimiento de carga).
Sistema troncal vulnerable, la red no es robusta frente a catástrofes naturales.
Inexistencia de fiscalización sobre planes de seguridad y planes de contingencia.
No existe institucionalidad de la reacción frente catástrofes naturales.
x


Falta de una visión país para considerar catástrofes en seguridad de suministro,
distinguiendo la urgencia para suplir carga critica.
Falta un análisis macroscópico de la respuesta de la industria eléctrica frente a
catástrofes naturales.
Además, se ha incluido en el documento Energía 2050 Política Energética de Chile, las
siguientes propuestas para responder al problema de la resiliencia:








Hacer un diagnóstico de las normas atingentes a seguridad del sistema eléctrico, en
vista de un análisis post-terremoto. En función de los resultados de dicho análisis, se
debe generar una norma que cumpla con las expectativas de la sociedad.
A modo de ejemplo: En estados Unidos, cuando existe un black out del sistema
eléctrico, en una etapa posterior a la recuperación de servicio se desarrollan
documentos de carácter público con las lecciones aprendidas.
Destinar fondos a la investigación de la reacción del sistema eléctrico frente a
catástrofes naturales (resiliencia).
Incorporar criterios de resiliencia y seguridad de la red en las etapas de diseño,
planificación y operación para conseguir un sistema robusto. Considerar, para ello, la
ocurrencia de catástrofes que involucren múltiples fallas.
Inclusión de nuevas tecnologías, y mejoramiento de la comunicación entre las agencias
encargadas de la respuesta frente a catástrofes.
Integración con otros países con el fin de aumentar robustez ante contingencias.
Se debe agilizar la implementación de nuevas tecnologías que permitan robustecer el
sistema a través de la actualización de normativas aplicables. Los criterios actuales no
generan el marco adecuado para aprovechar las capacidades de nuevas tecnologías,
muchas de ellas con impacto positivo en la seguridad del sistema.
Institucionalización de la reacción para agilizar respuesta frente a catástrofes.
Designación clara de responsabilidades y jerarquías, con autoridad incuestionable, por
tema (vialidad, energía, salud, rescate, entre otros) y zona. En el caso del sistema
eléctrico, esto se traduciría en una persona u oficina que coordine la acción de empresas
eléctricas de manera transversal en caso de catástrofes.
Recoger la experiencia de países de la OCDE en cuanto a reacción (protocolos) frente a
catástrofes. Esto último no sólo en relación a la respuesta frente a contingencias, sino
también con respecto a la adopción de nuevas tecnologías para mejorar la seguridad.
Respecto a los esfuerzos que se pueden realizar y que se encuentran reportados a nivel de la
literatura internacional, es importante reconocer que no existe un estándar de resiliencia a
nivel internacional y los primeros esfuerzos se están realizando en países como el Reino Unido,
donde su nuevo estándar de redes de distribución (en elaboración) está estudiando la
posibilidad de reconocer la ocurrencia de eventos como inundaciones y tormentas, y así contar
con un set de acciones preventivas y correctivas para minimizar el impacto9.
9
G. Strbac, P. Djapic, R. Moreno, I. Konstantelos, D. Papadaskalopoulos, J. Calvo, D. Pudjianto, S. Tindemans, S.
Kairudeen, Y. Yang, H. Karimi, J. Ortega, M. Aunedi, “Review of Distribution Network Security Standards”, Report
for Energy Network Association, UK, 2016.
xi
Algunas críticas comentadas por los coordinados (Anexo B) es que se debiera migrar desde un
sistema basado en una autoridad que penaliza a distintos agentes ante la ocurrencia de fallas
catastróficas, hacia uno donde la autoridad tenga un rol más coordinador, donde exista un
verdadero proceso participativo de análisis y de aprendizaje para minimizar la posibilidad de
que ocurran eventos similares a futuro.
Con respecto a los niveles de seguridad resultantes de la actividad actual
De nuestro análisis se desprende que los niveles de continuidad de suministro son inadecuados.
De hecho, los niveles de SAIDI experimentados por el sistema eléctrico nacional distan de
manera significativa de los niveles encontrados en la experiencia internacional expuesta en este
informe, tal como muestra la Figura B y C que presentan el SAIDI total y el SAIDI sin eventos de
fuerza mayor y externo10, de Chile y otros países.
Figura B: Comparación internacional SAIDI promedio total, 2010 - 2015. Incluye eventos de fuerza
mayor y los segmentos de generación, transmisión y distribución.
10
Externo quiere decir que no incluye distribución (sino que generación y transmisión).
xii
Figura C: Comparación internacional SAIDI promedio externo, 2010 - 2015. Incluye solamente los
segmentos de generación y transmisión (lo que se denomina SAIDI externo), y no incluye eventos de
fuerza mayor.
Finalmente, es necesario destacar que parte de la brecha observada en cuanto a niveles de
seguridad de suministro entre el sistema eléctrico nacional y los países europeos se debe a la
gran interconexión existente entre éstos últimos.
xiii
Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de operación
El desarrollo de nuevas tecnologías es tal vez el elemento más importante para flexibilizar la
operación, desacoplar a un mayor nivel las actividades de control de flujo y voltaje del
despacho de las unidades de generación, y hacer el control de frecuencia más eficiente
mediante el despliegue de equipos de almacenamiento. La infraestructura de monitoreo,
comunicaciones y control en tiempo real permitirá viabilizar la flexibilidad tecnológica,
permitiendo responder y cambiar consignas en escalas de tiempos de milisegundos. A
continuación, se presenta brevemente el estado de las distintas tecnologías consideradas
relevantes a futuro para el sistema nacional, junto con un pequeño análisis que sugiere líneas a
seguir.
Con respecto al monitoreo y control de área amplia
Desde el punto de vista de los procedimientos de los CDECs, ambos sistemas han incorporado
PMUs en sus estructuras de monitoreo. El CDEC-SING contempla un módulo de medición
fasorial a través del uso de PMU, concentradores de datos locales, canales de comunicación
dedicados, un concentrador centralizado y el software necesario para análisis. Por su parte el
CDEC-SIC emitió un procedimiento equivalente en 2011.
En cuanto a la infraestructura efectivamente instalada y de acuerdo a lo informado por el CDECSING en la encuesta enviada (referirse al Anexo B), este sistema interconectado cuenta con una
red de monitoreo de área amplia, cuya aplicación incluye el monitoreo transitorio de la
operación, análisis expost de eventos sistémicos y el análisis de oscilaciones de pequeña señal
en un marco de post-operación. El estado de penetración de la tecnología es medio,
requiriéndose un tiempo estimado de 18 a 24 meses más para su maduración. Por su parte el
CDEC-SIC informa que actualmente no cuenta con esta tecnología y que su desarrollo requiere
de 24 meses para ser desplegado en el sistema. Ambos operadores identifican las WAMS como
un elemento crítico para la operación segura y económica del sistema, debido a que sin ella los
márgenes de operación son muy conservadores.
El despliegue de WAMS realizado en el CDEC-SING aún no es utilizado en su totalidad para
mejorar las decisiones de control y pero si de despacho. Aunque en la actualidad se cuenta con
un análisis post-operación de los datos que permite ajustar decisiones de despacho, se
considera que aún falta incluir controladores que puedan procesar información en tiempo real
para operar actuadores y llevar a cabo tareas de screening de datos para tomar decisiones de
operación y despacho en tiempo real.
Con respecto a la evaluación dinámica de seguridad
De acuerdo a lo indicado por el operador del SING (referirse al Anexo B) no existe ninguna
implementación de un sistema de evaluación de seguridad dinámica (DSA, por sus siglas en
inglés), para ninguna de las alternativas, a saber, la evaluación de la seguridad transitoria, la
evaluación de la seguridad de tensión, la evaluación de la seguridad de señal pequeña y la
evaluación de la seguridad de frecuencia.
Por su parte, el CDEC-SIC informa que cuenta con un DSA. Sin embargo, el análisis realizado por
el encuestado da cuenta de que el sistema considerado representa más bien un SCADA más que
xiv
un DSA, el cual de acuerdo a la definición en la literatura internacional requeriría, por ejemplo,
contar con PMUs instalados.
La experiencia internacional demuestra que los sistemas de seguridad dinámica han
demostrado ser efectivos al momento de aumentar la capacidad de transferencia de los
sistemas de transmisión. Este aumento de capacidad se debe a la reducción de holguras
necesarias para evitar escenarios de inestabilidad dinámica. Esta reducción de márgenes de
seguridad (reservados para darle más estabilidad al sistema) se puede realizar de manera
segura y confiable al contar con la información precisa de la condición del sistema y de su nivel
de exposición a distintos fenómenos dinámicos. Es importante que a futuro el operador del
sistema cuente con la infraestructura necesaria y la capacidad de análisis para realizar estas
tareas.
Con respecto a las tecnologías de información y comunicación
El CDEC-SIC da cuenta (Anexo B) que su sistema de comunicación cuenta con redundancia
satelital para el sistema telefónico. Su percepción es que el ICT está en estado avanzado de
implementación y que no requiere más tiempo para alcanzar su maduración total. El CDEC-SING
observa que el desarrollo de su ICT es bajo y que necesita 6 meses para dar cobertura a las
necesidades de esta tecnología.
Los operadores de los sistemas nacionales recientemente han estado trabajando en consolidar
sus sistemas SCADA y estimadores de estado. Sin embargo, las nuevas tecnologías exigen que
los sistemas de comunicaciones sobre los cuales operan sean redundantes, rápidos y confiables.
Más allá de la condición básica de contar con información confiable, una de las características
más importantes en las comunicaciones en los sistemas futuros es que la latencia de la
comunicación no sea significativa en relación a los tiempos necesarios para estabilizar el
sistema (e.g. estabilidad transitoria). En este sentido, si el sistema pretende alcanzar niveles de
desarrollo que le permitan implementar esquemas de protección especial y otras tecnologías,
el desafío del desarrollo de las redes comunicacionales asociadas es crítico.
Es importante destacar que los operadores de sistemas pueden justificar la inclusión de
tecnología en la medida que la regulación lo establezca y/o sea económicamente justificable y
se haya aprobado por el regulador. En cuanto a las ICT se observa que ambos operadores de
sistema cuentan con sistemas que dan cumplimiento a lo que se estable en la NTSyCs.
Con respecto a los esquemas de protección especial
De acuerdo a lo expresado por el operador del SIC en la encuesta realizada (referirse al Anexo
B), el sistema cuenta con 3 esquemas de protección especial (SPS, del inglés Special Protection
System) en funcionamiento y su percepción es que el nivel de penetración de esta tecnología en
el sistema es alto. Por otro lado, en el SING se da cuenta de la existencia de un EDAGxCE
(Esquema de Desprendimiento Automático de Generación activado por Contingencia
Específica) en la línea 220 kV Tocopilla – Crucero, el cual se activa para ciertos niveles de
generación en la central Tocopilla. Además, el operador señala también que, en el pasado, han
contado con un mayor número de esquemas EDAC o EDAG por contingencia específica en el
xv
SING; sin embargo, estos han sido deshabilitados en la actualidad debido a que el sistema ya no
lo necesita para el cumplimiento de los estándares establecidos en la NTSyCs.
Hasta ahora, la motivación que se ha observado en Chile para la implementación de sistemas
de protección especial radica en una combinación entre los requerimientos de la norma técnica
y los beneficios económicos que perciben los actores al instalar estos sistemas. A futuro, el
operador deberá estudiar los problemas de congestión y estabilidad que puedan ser resueltos
utilizando SPS e implementar aquellos que sean tecno-económicamente eficientes,
considerando además SPS adaptativos que protejan al sistema ante un conjunto de situaciones.
Con respecto a la respuesta de la demanda
Ambos operadores expresan en sus respectivas encuestas que el estado de desarrollo de
respuesta a la demanda (DR, del inglés Demand Response) es nulo. Ambos operadores perciben
que habrían beneficios económicos importantes asociados a la implementación de tecnologías
que posibiliten la participación activa de la demanda en el sistema (Anexo B).
Actualmente, los sistemas nacionales cuentan con mecanismos de desconexión involuntaria de
carga. En esta categoría se puede considerar la Desconexión Manual de Carga, la cual puede ser
aplicada sobre un conjunto de barras del sistema anunciadas por el operador, previo aviso al
consumidor, quién no recibe remuneración ni es consultado. La respuesta de la demanda de
manera voluntaria constituye una estrategia de operación prácticamente inexplorada en los
sistemas eléctricos nacionales. En oposición a los cortes de demanda involuntarios, sobre los
cuales hay experiencia (e.g. escalones de desprendimiento de carga de Codelco en el SING).
Debido a la incorporación de una mayor cantidad de generación renovable, a futuro existe una
necesidad por habilitar toda la demanda no crítica para que pueda ser despachable y
gestionada por el operador de manera remota, o a través de un control descentralizado que
tome decisiones en función de varias señales locales y remotas. Este servicio prestado por la
demanda se debiera complementar con otras fuentes de flexibilidad para poder determinar un
portafolio tecnológico óptimo que incluya tanto infraestructura flexible como convencional
(e.g. líneas, transformadores, etc.).
Con respecto a equipos FACTS
Mientras en el CDEC-SIC existe una variedad de equipos FACTS que incluyen SVCs, STATCOMs y
transformadores desfasadores, en el caso del CDEC-SING la situación es diferente puesto que
solamente existe un equipo FACTS en operación que se trata de un SVC instalado en 2015 por
Minera Escondida en el sistema de transmisión adicional (referirse a la encuesta presentada en
el Anexo B). Por otra parte, no se establecen los plazos requeridos para alcanzar el potencial
eficiente de despliegue de estas tecnologías.
A futuro será necesario hacer el sistema más flexible e instalar equipos FACTS para desacoplar
de manera eficiente el control de flujo y voltaje con el despacho de las unidades del sistema.
Además, es posible que con una penetración importante de energías renovables, el control de
frecuencia mediante el despacho de reservas en tiempo real congestione zonas de la red, lo que
xvi
podría ser solucionado mediante equipos FACTS (que en este caso se utilizarían en conjunto
con la reserva para evitar congestiones).
Con respecto al monitoreo dinámico de capacidad de línea
La línea más equipada para la determinación de su estado de rating (DLR, del inglés Dynamic
Line Rating) a nivel nacional se encuentra en Minera Los Pelambres, que corresponde a un
doble circuito en 220kV y que consta de cuatro puntos de medición de temperatura y medición
de variables ambientales. Por otra parte, la nueva línea de transmisión troncal Encuentro –
Lagunas 2x220 kV –ubicada en el SING- tiene dentro de sus especificaciones la incorporación de
DLR.
Las encuestas completadas por los operadores de los sistemas interconectados (Anexo B) dan
cuenta de que no existe desarrollo de tecnologías de DLR. Ambos operadores manifiestan estar
al tanto de los beneficios que estos sistemas pueden traer para el sistema eléctrico. Sólo el
CDEC-SING establece una estimación del tiempo que le tomaría desplegar esta tecnología hasta
un nivel avanzado de madurez: 18 meses.
La aplicación de tecnología DLR permite aprovechar las holguras potenciales que podrían surgir
debido a la existencia de un límite térmico mayor al estimado sin información detallada de
variables climáticas que afectan a una línea. En este contexto, sería beneficioso realizar un
estudio extensivo que cuantifique el valor de ésta tecnología en el sistema chileno. Dado esto,
es importante destacar que CDEC-SING, en su presupuesto para 2016, contempla un estudio de
evaluación de DLR, el cual permitirá el levantamiento de información y la evaluación técnicaeconómica asociado a la implementación de DLR en el SING, identificando líneas de interés que
sean candidatas para la implementación de la tecnología y obteniendo la evaluación técnica y
económica de ello.
Con respecto al AGC
Ambos operadores se encuentran en proceso de implementación de sus respectivos AGC, con
hitos bien definidos. A futuro uno de los objetivos importantes es flexibilizar el sistema y contar
con la capacidad de “balancear” de manera segura y costo-efectiva la generación variable de
fuentes renovables, acorde a los lineamientos de la política energética chilena (i.e. 70%
generación renovable), mediante un AGC para así preservar la operación a mínimo costo y
aprovechar al máximo los recursos renovables del país.
Con respecto a las tecnologías de almacenamiento
Los sistemas de almacenamiento de energía (ESS, del inglés Energy Storage System; o BESS para
baterías, del inglés Battery Energy Storage System) en el país han sido desarrollados
principalmente en el SING, sin experiencias registradas en el SIC más allá de los embalses del
sistema hidráulico. Para el SING, el propósito de las unidades instaladas actualmente es suplir la
reserva de las Centrales Angamos, Norgener y Cochrane, respectivamente, de modo de evitar el
4% de reserva en giro en las unidades de generación y aprovechar de incrementar sus ingresos
por mayores ventas de energía. El operador está al tanto de la relevancia de estos equipos,
xvii
calificando su nivel de despliegue en el sistema como medio-alto y considerando que la
madurez en esta materia requiere de 24 meses más de desarrollo.
De acuerdo a lo analizado en la sección del estado del arte internacional en materia de ESS para
la provisión de servicios que permitan realizar una operación más segura, es fundamental que
los equipos de almacenamiento operen en línea con las necesidades de seguridad del sistema.
En este sentido, es posible operar el equipo en varios modos, como por ejemplo, dejar al
equipo operando con un determinado perfil de respuesta frente a desbalances entre la oferta y
la demanda (a través de alguna curva de respuesta en frecuencia o droop), o mediante una
consigna remota de control (a través del SCADA) sobre el equipo de almacenamiento para
poder establecer distintos perfiles de operación de acuerdo a las necesidades del punto de
operación, proveer capacidad de rampa y control de frecuencia simultáneamente, etc. El Reino
Unido, por ejemplo, presenta varios servicios que se pueden coordinar mediante precios para la
optimización de la operación de la unidad de almacenamiento11.
A futuro, será necesario analizar e identificar el portafolio óptimo entre (i) tecnologías flexibles
e inteligentes (mencionadas anteriormente) y (ii) tecnologías convencionales (e.g.
transformadores, líneas, etc.) de manera de hacer eficiente y confiable toda la actividad de
operación del sistema mediante la entrega de varios servicios asociados al uso de las distintas
tecnologías. Para esto será necesario estudiar maneras adecuadas de remunerar tanto las
inversiones del operador del sistema (mediante un mecanismo de asignación de presupuesto
más sofisticado que permita capturar el valor de las nuevas tecnologías así como el capital
humano necesario en conjunto con su formación) como las iniciativas privadas (mediante el
adecuado diseño de mercados por servicios complementarios o mecanismos de planificación
centralizada que remuneren la innovación tecnológica, la instalación de proyectos pilotos
experimentales, etc.). Es importante considerar también que la presencia de mayores niveles
de flexibilidad en la red permite enfrentar de mejor manera las incertidumbres de largo plazo
(e.g. localización de la generación futura) y esto será un elemento clave dentro de la
planificación proactiva/anticipativa de la transmisión12.
Prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación
Se analizó lo referente a prácticas y modelos matemáticos a nivel de operación en el sistema
nacional, en particular con respecto a:


Las metodologías para la definición de la reserva (aspecto clave para alcanzar niveles
elevados de integración ERNC de manera segura y costo eficiente)
Modelos de optimización avanzados para la programación de la operación que
reconozcan de manera efectiva distintos aspectos técnicos y económicos relevantes en
el contexto de operación con ERNC variables
11
Moreno, R., Moreira, R., Strbac, G., "A MILP Model for Optimising Multi-Service Portfolios of Distributed Energy
Storage", Applied Energy, Vol 137, pp 554–566, Jan 2015
12
Konstantelos, I., & Strbac, G. (2015). Valuation of flexible transmission investment options under uncertainty.
Power Systems, IEEE Transactions on, 30(2), 1047-1055.
xviii


Modelos de pronóstico ERNC
Mercado de servicios complementarios
Con respecto a la determinación de reserva
En la situación actual, es posible encontrar una serie de procedimientos ad-hoc para la
determinación y ubicación de la reserva del sistema. Si bien, se puede considerar que las
prácticas actuales han sido adecuadas en el pasado, es importante mencionar que la operación
del sistema a futuro sufrirá varios cambios fundamentales que harán insostenibles las prácticas
actuales, tales como: la gran penetración renovable y la operación integrada de los sistemas SIC
y SING. En este contexto, la evidencia internacional es clara respecto a la necesidad de modelos
más complejos capaces de determinar de mejor manera los volúmenes y ubicación de reserva,
considerando además un marco más integrado entre los estudios de estabilidad y las decisiones
económicamente eficientes del despacho económico. El equipo del Centro de Energía reportó
ampliamente esta problemática en su informe “Zonificación del Sistema Eléctrico Nacional
Chileno para Optimizar su Despacho Económico y Seguro”, entregado a CDEC-SING en
noviembre de 2015.
Otro aspecto importante que se identificó tanto por el CE-FCFM como por los entrevistados es
el rol del análisis económico en la determinación de las reservas. No es claro para los
coordinados que la práctica actual, consistente en determinar el volumen de reservas mediante
un análisis económico costo-beneficio, esté fundamentalmente correcta. En este contexto,
existe una percepción negativa de esta práctica. En opinión del Centro de Energía, el problema
actual con esta práctica está más relacionado con su implementación (que no contempla un
apropiado diseño de mercado) que con sus fundamentos. En otro ámbito, los coordinados
tienden a comparar la práctica nacional con la experiencia internacional donde se ha
generalizado el uso de un criterio estricto N-1, el cual prohíbe el corte de demanda involuntario
ante la falla de un generador (esto también es así en el SIC). Así, dada esta restricción, la
operación del sistema tiene que ser la más económicamente posible y en este contexto sería
posible definir mercados donde la demanda pueda contribuir voluntariamente a cumplir con el
criterio N-1 mediante la negociación/subasta de contratos con remuneraciones adecuadas y
que (más que) recuperen los costos incurridos por los consumidores en proveer el servicio.
Finamente, es posible observar un sinnúmero de diferencias entre las reglas ingenieriles (adhoc) tanto en el SIC como en el SING las cuales requerirán de una urgente armonización en el
corto plazo para hacer la operación del sistema interconectado lo más eficiente y segura
posible.
Con respecto a los modelos de despacho y programación de la operación
Para modelar/programar la operación del mercado eléctrico chileno, se utilizan principalmente
5 modelos: PLP, PCP, OSE2000, Plexos y DIgSILENT.
En la actualidad, no existen modelos matemáticos para todas las actividades de los CDECs y si
bien la optimización del despacho económico ha resultado satisfactoria en el contexto
histórico, la pregunta principal se asocia a su aplicabilidad al contexto futuro, particularmente
con un sistema interconectado a nivel nacional y con volúmenes importantes de generación
renovable. En particular, se detectaron las siguientes necesidades:
xix






Se requerirá de un mayor nivel de coordinación entre el despacho de la potencia y la
reserva de cada unidad, asegurándose que la ubicación de ésta no cause congestiones
en tiempo real cuando se haga uso de la reserva.
Se requerirá de un mayor nivel de coordinación entre el despacho de potencia activa y
reactiva, considerando la instalación de nueva infraestructura de red para eliminar la
necesidad de mantener unidades despachadas a mínimo técnico (e.g. por un problema
de voltaje o flujo) que pueden causar cortes de energía renovable.
Se requerirá la capacidad de modelar matemáticamente el efecto en el despacho de
nueva tecnología de red como FACTS, esquemas de protección especial (SPS), tanto en
modo preventivo/pre-falla como en modo correctivo/post-falla, permitiendo aumentar
la flexibilidad y los niveles de eficiencia del despacho económico.
Se requerirá tener un mayor nivel de integración entre la modelación óptima económica
y dinámica (i.e. estabilidad), ya que la mayor generación renovable sumado a la
topología particularmente larga del sistema chileno impondrá desafíos importantes en
su operación estable y segura. Esto no puede ser ignorado al momento de determinar el
despacho, ni solucionado mediante procesos heurísticos (que son generalmente
ineficientes económicamente).
Se requerirá tener un mayor nivel de coordinación entre la operación económica del
sistema eléctrico y el uso de la infraestructura de gas natural. Existe una fuerte
interacción entre estos dos sistemas (sobre todo a nivel nacional, con la incertidumbre
hidrológica del SIC) que no puede ser ignorado en el despacho de las unidades de ciclo
combinado, ya que esto lleva a un despacho ineficiente y a entregar señales
equivocadas –particularmente en términos de alto riesgo- a los importadores de gas
natural (ver detalles en el reporte “Análisis Económico del Despacho Eléctrico de
Generadores con Contratos de Suministro de Combustible GNL Take or Pay” elaborado
por el Centro de Energía).
Se requerirá contar con un mayor nivel de visibilidad en los modelos de lo que ocurre en
redes de menor voltaje, debido a que se espera una mayor participación de generación
distribuida a futuro, la cual puede afectar decisiones importantes a nivel sistémico,
como por ejemplo, los volúmenes de reserva (tanto en el sentido de cuantificar los
niveles necesarios para lidiar con las variaciones de generación distribuida renovable –
i.e. demanda por reserva-, como para cuantificar el aporte de la distribuidora a distintos
servicios complementarios –e.g. oferta de reserva-).
Con respecto al pronóstico de la generación renovable intermitente
En el contexto de una mayor capacidad instalada de generación renovable, es importante que
el operador del sistema cuente con un pronóstico adecuado de sus inyecciones para las
actividades de coordinación de la operación. Así, la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de
Suministro (NTSyCS) establece condiciones para la entrega de información referente al
pronóstico de las centrales eólicas y solares. Si bien estos pronósticos son una información vital
para el funcionamiento del sistema, aún existe un proceso de aprendizaje por parte de las
empresas y del CDEC, quién será finalmente el que deberá unificar y resolver la mejor forma de
trabajar con esta información para conseguir una operación económicamente óptima y segura.
xx
Un punto fundamental con respecto a dichos pronóstico, que no pueden resolver los
Coordinados sino que el CDEC, corresponde a la agregación de la información estadística
entregada por cada participante, ya que las decisiones importantes a nivel de despacho (como
los volúmenes de reservas necesarios para una operación segura) dependen principalmente del
error de pronóstico agregado (considerando las correlaciones entre los errores de pronóstico
individuales). En otras palabras, las distintas correlaciones entre los errores de pronóstico
individuales (que, por ejemplo, pueden ser pequeñas –o incluso negativas–, disminuyendo las
variaciones a nivel sistémico de los errores de pronóstico de la generación renovable) no se
pueden delegar a los coordinados y es necesario que el operador cuente con la capacidad de
realizar pronósticos agregados, considerando además la información particular entregada por
cada participante. Nótese que con la información de pronóstico únicamente entregada por los
coordinados no es posible construir un perfil agregado sin el conocimiento de las correlaciones
entre los pronósticos individuales, y esto es evidentemente una actividad para el CDEC que no
se puede delegar en los coordinados.
Es importante también que la mejora en los modelos de pronóstico incluya además otras
fuentes de generación renovable, como la hidroelectricidad de pasada que, en opinión de
algunos coordinados entrevistados (Anexo B), se realiza de manera inapropiada y sin la
exactitud esperada en la actualidad, lo que afecta el despacho en tiempo real del resto de las
unidades y, por ende, sus ingresos.
Finalmente, desde fines de 2014, CDEC-SING, GIZ y el Ministerio de Energía poseen un acuerdo
bajo el proyecto “Fomento de energía solar en Chile” el cual lleva a cabo una serie de iniciativas
para abordar los desafíos que enfrenta el CDEC-SING ante la integración de ERNC. Es
importante destacar que una de las tres áreas prioritarias del acuerdo de cooperación se asocia
directamente con sistemas de pronóstico y gestión de fuentes de energías renovables variables.
Con respecto a los mercados por servicios de flexibilidad
Un aspecto importante a destacar del mercado eléctrico nacional, corresponde a la ausencia de
servicios asociados a la flexibilidad del sistema. Esto es importante ya que los mercados
nacionales no remuneran (y por lo tanto no incentivan la instalación de) aquellas unidades que
son necesarias a futuro para gestionar eficientemente la variación de la generación renovable
(e.g. centrales de bombeo, otras tecnologías eficientes de almacenamiento, mayor capacidad
de regulación de pequeñas centrales hidráulicas, ciclo combinado flexible). De la misma
manera, es importante destacar también que, si bien se requiere reserva a futuro, esta debe ser
flexible, por lo que establecer reserva en una unidad de respuesta lenta (e.g. carbón antigua)
puede no ser adecuada en sistemas con gran penetración renovable y con niveles menores de
inercia donde la frecuencia decaería (posterior a una contingencia de generación) más
abruptamente. Para este tipo de sistema se requiere la instalación de generación altamente
flexible y equipos de red (e.g. BESS) que permitan una gestión eficiente de los servicios de
control de frecuencia. Una regulación que no remunera y por lo tanto no incentiva la inversión
en este tipo de infraestructura, podría presentar problemas importantes para cumplir con los
objetivos fijados en la Política Energética del gobierno chileno.
xxi
Otras prácticas internacionales en países de la región: lecciones para Chile
En este reporte, también se analizaron otras prácticas observadas en sistemas eléctricos de la
región que son consideradas particularmente avanzadas y que por lo tanto pueden resultar de
interés para el operador del Sistema Eléctrico nacional.
Estándares de seguridad en operación y planificación del sistema eléctrico mexicano
El sistema eléctrico mexicano utiliza estándares de planificación y operación determinísticos
superiores a los utilizados en el sistema chileno tanto en sus niveles de exigencia como en su
claridad y protocolización de los deberes del operador. Mientras en Chile el sistema eléctrico es
planificado y operado en base a un criterio de seguridad N – 1 con relajación probabilísticaeconómica, el sistema eléctrico mexicano es planificado y operado en base a un criterio estricto
N-1, pero además considera otros niveles de falla en la planificación de, incluso, N – 2 y N – 3
considerando esquemas de desconexión claramente especificados en su norma técnica. Es
importante mencionar además que existen tanto inversiones como acciones en la operación del
sistema que buscan incrementar los niveles de seguridad de suministro no en una base
económica (e.g. comparando el costo de operación con el costo de falla), sino que con la lógica
de cumplir los estándares y mejorar los índices de confiabilidad de la manera más eficiente
posible. Debido a que los niveles de seguridad del sistema eléctrico están generalmente
asociados al nivel de desarrollo económico del país (e.g. los países escandinavos presentan los
mejores niveles de seguridad a nivel mundial), es importante mencionar que el PIB per cápita
de Chile es superior al de México.
Mecanismo de virtual gas storage utilizado en Brasil para el manejo eficiente del gas natural
licuado (GNL) que permite enfrentar incertidumbre hidrológica
En un sistema hidro-térmico con embalses de gran tamaño –como es el caso brasilero y
chileno– es posible hacer una coordinación conjunta del agua embalsada y de las compras y uso
del GNL para generación, y así contar con una cobertura más eficiente ante riesgos
hidrológicos. Por ejemplo, ante condiciones de hidrología muy húmeda se puede al mismo
tiempo minimizar la generación hidráulica (la cual se almacena para su uso futuro) y hacer uso
de todo el gas importado. La minimización de la generación hidráulica permitiría aprovechar el
despacho de generadores que utilizan combustibles más baratos (e.g. carbón) y embalsar los
excesos de agua (asumiendo que existe gran capacidad de embalse en el sistema). Por otra
parte, el agua embalsada permitiría a futuro (e.g. 4, 6 o 12 meses más) desplazar el uso de
combustibles más caros (e.g. diesel). De hecho, la coordinación del almacenamiento del agua
con las importaciones de gas a través de múltiples periodos aprovechando la potencialmente
alta capacidad de embalse de un sistema, podría reportar importantes beneficios económicos y
remover el riesgo al cual los importadores de gas están sometidos.
Dado lo anterior y, en consideración de que el mecanismo de despacho actualmente utilizado
por los CDEC presenta limitaciones para hacer un manejo eficiente del gas ante incertidumbres,
se considera de interés para el operador del sistema eléctrico nacional el estudio de
mecanismos inteligentes asociados al manejo del gas natural como el de virtual gas storage
implementado en Brasil, el cual corresponde a una implementación con visión de mercado de
los conceptos operativos antes mencionados.
xxii
Manejo hidrotérmico en Colombia: Uso de series hidrológicas sintéticas y mecanismo de
cargo por confiabilidad
Series hidrológicas sintéticas
En Colombia, es posible observar que el modelo SDDP (modelo similar al PLP utilizado en el SIC)
utilizado en la coordinación hidro-térmica para la planificación de la operación del sistema,
recibe series sintéticas generadas en base a series históricas. Por otra parte, existe un
mecanismo creado para comprobar la veracidad estadística de las series creadas
sintéticamente.
Esta es una situación distinta al sistema eléctrico chileno en donde el PLP (equivalente al
modelo SDDP) recibe como parámetro de entrada solamente las series históricas (que son,
evidentemente, menos). La utilización de series sintéticas permite contar con una mejor
discretización de la incertidumbre hidrológica y así con una mejor aproximación de los índices
de confiabilidad, dado que los eventos donde se pone en peligro la confiabilidad del suministro
ocurren con una frecuencia baja y por lo tanto son difíciles de capturar con una población
reducida/histórica de datos. El tratamiento adecuado de los escenarios hidrológicos, por lo
tanto, no solamente tendría un impacto económico, sino que también a nivel de la operación
segura del sistema sobre todo durante eventos extremos (i.e. sequía).
Mecanismos de subastas de confiabilidad
En Colombia, existe un mecanismo de cargo por confiabilidad cuya componente principal son
las Obligaciones de energía Firme (OEF) para los inversionistas, las cuales son subastadas en el
mercado para garantizar la confiabilidad en el suministro de energía firme en el largo plazo a
precios eficientes. Esto es importante ya que conceptualmente existe un reconocimiento social
en la labor del planificador que busca proteger a los consumidores ante decisiones erróneas del
mercado y que llevan a una falta de capacidad en el sistema eléctrico.
Si bien, el marco regulatorio del sistema eléctrico chileno no contempla la existencia de un
mercado mayorista de energía, se consideran las obligaciones de energía firme como un
mecanismo de interés y se recomienda su exploración, sobre todo en el ámbito de las
licitaciones a clientes regulados13.
Mecanismos de manejo de reservas operativas en el sistema eléctrico uruguayo, que
presenta niveles importantes de generación renovable
Es posible observar que en Uruguay la reserva operativa (control primario de frecuencia y
reserva rotante adicional) constituye un servicio complementario para cubrir comportamientos
aleatorios de demanda, disponibilidad y contingencias de generación, y tiene asociado una
remuneración igual al precio definido como la resta entre el precio spot y el costo variable de la
unidad prestando el servicio. Esta definición es fundamental y corresponde a la valorización
marginalista del precio de la reserva, la que según la literatura especializada proporciona las
13
Si bien, esto cae en el ámbito de la Comisión Nacional de Energía (CNE), no es claro que la CNE por si sola pueda
implementarlo. En el pasado, se ha discutido la necesidad que sea el CDEC y no la CNE la administradora de las
subastas de contratos. Esto es más claro si estas subastas están orientadas a asegurar la suficiencia del sistema y
éste es el modelo que se utiliza en el resto del mundo desarrollado (donde el operador maneja el mercado de
capacidad).
xxiii
señales adecuadas para que los inversionistas instalen estos recursos en función de los
requerimientos reales que tiene el sistema por reservas. Además, es interesante observar que
existe un mecanismo claro y preciso para identificar y remunerar los intercambios de servicios
complementarios con países vecinos, lo que podría ser muy relevante en el contexto de la
interconexión SING-SADI.
Mecanismos para la gestión del gas natural en Perú
Se considera que los mecanismos regulatorios adoptados por el sector eléctrico peruano en pro
del desarrollo de la industria del gas pudiesen resultar de interés para el operador del sistema
eléctrico chileno, ya que cuenta con una gestión más integrada entre los vectores energéticos
(electricidad-gas). Principalmente, son de interés los mecanismos de ingresos garantizados,
debido a que éstos permiten asegurar a los inversionistas un marco regulatorio de bajo riesgo
tanto para la recuperación y renta de las inversiones realizadas en el sector de gas. En este
punto, es importante reconocer que existe poco conocimiento a nivel internacional acerca de
cómo tratar la remuneración de activos de generación de gas, que presentan una proporción
importante de costos fijo (el costo de operación también presenta una componente importante
take or pay) y en este marco la metodología peruana parece interesante.
Un mecanismo particular al caso de Chile y que corrige los problemas del actual diseño
regulatorio para la operación de los ciclos combinados se puede encontrar en el informe
Análisis Económico del Despacho Eléctrico de Generadores con Contratos de Suministro de
Combustible GNL Take or Pay, donde el Centro de Energía de la Universidad de Chile plantea un
cambio tanto en el despacho de las unidades y su coordinación con otros recursos de
generación (embalses), como en el control de las importaciones de gas natural y los pagos por
nuevos servicios complementarios asociados al gas. Al igual que el caso peruano este
mecanismo reconoce que, para hacer una gestión eficiente de los recursos, no es posible
aplicar únicamente un costo variable para reflejar la función de costos de las unidades que
utilizan gas natural, al igual que no es posible ignorar las interacciones entre el sistema eléctrico
y la infraestructura asociada al sistema gasífero.
xxiv
Evaluación cuantitativa: Nueva capacidad de generación para las necesidades
futuras de reserva
Se evaluaron cuantitativamente los impactos de la energía eólica y solar en los requerimientos
de reserva en giro y los costos de operación del sistema hacia el año 2025. Para esto se realizó
un análisis donde la reserva puede ser suministrada tanto desde plantas existentes (esperadas
para el año 2025) como desde plantas nuevas de partida rápida, especialmente instaladas para
la entrega de reserva. El objetivo de este ejercicio es entender cómo afectaría a la operación del
sistema y sus costos: las necesidades crecientes de reserva (debido a distintos niveles de
penetración renovable), las necesidades de proporcionar un mejor nivel de confiabilidad (con
políticas de reserva más exigentes que cubren una mayor proporción de los errores de
pronóstico) y la posibilidad de hacer la operación más eficiente mediante la inversión en activos
de generación flexible o de partida rápida.
Mediante varias simulaciones de la operación del sistema, se puede verificar que el tránsito a
través de distintas políticas de reserva con varios niveles asociados de confiabilidad (desde
requerimientos que ignoran la generación ERNC hasta aquellos que demandan reservas de
hasta un 45%14 de la generación ERNC en una condición de operación determinada), tiene el
potencial de aumentar los costos totales de operación de todo el sistema SING-SIC en hasta un
5%, con un límite inferior de un 1.8% (este intervalo se determina en función de la capacidad
instalada esperada al año 2025: con más generación ERNC –de hasta 3.000MW más que la
capacidad instalada esperada de 5.700MW–, el aumento de costos de reserva es mayor -5% en
lugar de 1.8%-, aunque evidentemente los costos de suministro energético decrecen debido a
que el costo marginal de la generación ERNC es igual a cero). La Figura C resume el análisis.
14
Un porcentaje de cobertura igual al 45% de la generación renovable mediante reservas proviene de una
desviación estándar (sigma) del 15% de los errores de pronóstico y un factor de seguridad de 3 veces la desviación
de estándar. A menor desviación estándar o factor de seguridad, el porcentaje total de cobertura disminuye y por
esta razón se han realizado varias sensibilidades con respecto a los requerimientos de reserva en función de la
generación ERNC.
xxv
Sobrecosto por aumento de reservas
(% con respecto a Política Inicial)
6.0%
5.0%
4.0%
3.0%
2.0%
1.0%
0.0%
5% demanda +15% ernc
5% demanda +30% ernc
5% demanda +45% ernc
Política de reserva
Sobrecosto por aumento de reservas
(% con respecto a Política Inicial)
2.0%
1.8%
1.6%
1.4%
1.2%
1.0%
0.8%
0.6%
0.4%
0.2%
0.0%
5% demanda +15% ernc
5% demanda +30% ernc
Política de reserva
5% demanda +45% ernc
Figura C: Sobrecosto de operación SIC + SING para distintas políticas. El gráfico superior muestra el
aumento de costos para el caso Base2025 + 3.000MW ERNC y el gráfico inferior muestra el aumento
de costos para el caso Base2025.
Con respecto a la inversión necesaria en generación para hacer un manejo más eficiente de la
reserva, este estudio no es concluyente, ya que solamente para niveles muy altos de
generación renovable (+3.000MW de lo esperado al año 2025) y para políticas de reserva que
mantienen un requerimiento de reserva superior al 30% de la inyección ERNC, se justifica
inversión extra en unidades de partida rápida. La inversión en unidades de partida rápida
solamente se observa en el SING. El SIC, por otro lado, cuenta con una gran cantidad de
xxvi
unidades que pueden proporcionar servicios de reserva y, por lo tanto, no se observa una
necesidad de realizar inversiones extras con este propósito. Además, se debe considerar la
posibilidad de compartir recursos de reserva entre los distintos sistemas, donde parte de la
capacidad de reserva del SIC se pueda exportar al SING. Así, para los niveles esperados de
generación al año 2025, no se justificaría una nueva regulación/normativa que permita la
instalación de unidades de generación de partida rápida para el propósito de entrega de
servicios de reserva. Se recomienda revisar este resultado a futuro, a la luz de la evolución de la
cantidad de generación ERNC al año 2025.
xxvii
Resultado resumido del proceso de entrevistas
De las entrevistas con una serie de actores en el sector se observó una variedad de opiniones
las cuales se resumen a continuación15:











Existe una inconsistencia entre los niveles de confiabilidad que se desprenden de la
actividad del CDEC y el nivel de confiabilidad requerido aguas abajo, en los sistemas de
distribución, y esto ha llevado a varios actores a invertir sin una clara idea de la
remuneración que se percibiría (sobre todo en los sistemas de sub-transmisión).
Existe una priorización, de carácter político-regulatoria, equivocada de los criterios
económicos por sobre los criterios de seguridad en la operación y diseño del sistema
eléctrico.
Falta una coordinación más eficiente en las actividades que realiza el CDEC en materia
de mantenimientos de líneas y las obras nuevas del sistema de transmisión, lo que lleva
a cortes recurrentes de suministro en la red de distribución. Este problema es más
acentuado en el SING que en el SIC.
El proceso de determinación de energía no suministrada esperada y los escalones de
desconexión no son prácticas deseadas por los coordinados y se fuerza a los clientes a
prestar servicios sin remuneración y sin un acuerdo apropiado.
En este contexto, se reconoce extensivamente la necesidad de diseñar adecuadamente
varios servicios complementarios que permitan reflejar el valor real que agrega la
infraestructura de los coordinados a la operación del sistema, incluyendo el manejo de
la demanda para varios servicios de seguridad de generación y líneas.
Se requieren más y mejores herramientas de pronóstico, incluso en tecnología de
generación antigua como la hidroelectricidad de pasada.
Se requiere un mayor monitoreo y nivel de escrutinio de las actividades del CDEC a
futuro, sobre todo por parte de la autoridad, pero también por parte de otras
instituciones de monitoreo.
Es necesario complejizar el mecanismos de asignación presupuestario en función del
nuevo contexto y de las nuevas necesidades del CDEC
Es necesario crear mecanismos de evaluación que permitan comparar el uso de nueva
tecnología contra el uso de tecnología convencional de transmisión para la expansión
de la capacidad de transferencia.
Es necesaria una mayor fiscalización sobre los índices de confiabilidad.
Es necesario crear mecanismos que permitan asegurar la confiabilidad y resiliencia del
sistema, incluyendo el abastecimiento de combustible y el estado de la red de
telecomunicaciones
Finalmente, el detalle de todas las entrevistas realizadas a lo largo del presente estudio se
encuentra en el Anexo B.
15
Es importante destacar que ésta es una enumeración de las opiniones de distintos entrevistados y el Centro de
Energía no necesariamente suscribe a ellas.
xxviii
Conclusiones, recomendaciones y metas a futuro
Los estándares de seguridad debiesen evolucionar con el fin de hacerlos más estrictos. En
particular, se concluye que es necesario aplicar un criterio N-1 estricto acompañado por una
evaluación probabilística que permita aumentar los niveles de seguridad en algunos casos o
permitir que la demanda contribuya voluntariamente y remuneradamente en el cumplimiento
del estándar de seguridad. Esto tanto en operación como en planificación de la red y para la
determinación de los volúmenes de reserva en giro.
La confiabilidad y seguridad de suministro se debe monitorear con índices adecuados y
comparables con estándares internacionales, diseñando mecanismos más apropiados para la
fiscalización y penalización/incentivos. En este sentido, se debe realizar un esfuerzo mayor por
mejorar la confiabilidad del sistema chileno el cual presenta niveles muy bajos en comparación
con la estadística internacional. Esto también requiere tener una red más resiliente a la
ocurrencia de eventos extremos, especialmente en un país como Chile que está expuesto de
manera importante a fenómenos naturales como aluviones, erupción de volcanes, terremotos,
tsunamis, etc.
Con respecto a los niveles tecnológicos asociados a la actividad de operación, éste se califica
como en vías de desarrollo ya que se ha reconocido en la experiencia internacional que hay
tecnologías claves para viabilizar eficientemente una mayor penetración de generación ERNC y
que actualmente no están presentes en las redes chilenas o se está iniciando su instalación y/o
uso. Esta tecnología incluye infraestructura que se debe instalar tanto en las redes de
transmisión (e.g. equipo FACTS) como en las salas de control (e.g. evaluación dinámica de
seguridad). En este contexto es importante diseñar mecanismos que permitan remunerar dicha
infraestructura, ya sea en los CDECs como en las redes principales, donde la propiedad puede
que recaiga en alguno de los coordinados. En este punto es importante considerar que la
presencia de nueva tecnología es fundamental para viabilizar los objetivos de la política
energética de Chile y es necesario entender más profundamente los portfolios tecnológicos que
son consistentes tanto con los objetivos de dicha política como con las características del
sistema nacional.
Con respecto a la modelación y programación de la operación, si bien la optimización del
despacho económico ha resultado satisfactoria en el contexto histórico, la pregunta principal se
asocia a su aplicabilidad al contexto futuro, particularmente con un sistema interconectado a
nivel nacional y con volúmenes altos de generación renovable. Así, es importante contar con
modelos que permitan coordinar varias decisiones de despacho en pre y post-falla con otras
decisiones como las reservas, las inyecciones de potencia activa y reactiva, considerando la
presencia de generación renovable y de nueva tecnología inteligente de red eléctrica,
monitoreo, control y comunicación. Dichos modelos deben además reconocer el efecto de las
decisiones del despacho eléctrico en otra infraestructura y sistemas como el gasífero o las redes
de distribución (considerando la generación distribuida).
Consistentemente, se plantea un plan a futuro con el fin de cerrar las brechas existentes entre
la situación nacional y aquella observada en la experiencia internacional. Para esto se propone
el siguiente conjunto de metas a corto (2016-2020), mediano (2020-2025) y largo plazo (20252030). Este plan a futuro ha sido diferenciado en dos partes, un plan a futuro asociado
xxix
directamente a las metas para el operador del sistema eléctrico nacional y un plan a futuro para
el sector eléctrico en general (Tablas B y C respectivamente).
Tabla B: Metas Operador del Sistema
Metas
Corto Plazo
Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad
Monitoreo, escrutinio e incentivos
 Existe una protocolización más exhaustiva de las actividades del CDEC con el fin
de minimizar ambigüedades en la toma de decisiones estratégicas de operación
y planificación.
Resiliencia
 Se cuenta con un diagnóstico de la respuesta del sistema considerando varios
índices de riesgo ante contingencias extremas (producidas por mal tiempo,
inundaciones, terremotos, tsunamis, etc).
 Se cuenta con un catastro de infraestructura crítica y expuesta a eventos
extremos.
 Se tiene una protocolización establecida de actividades y responsabilidades por
actor en una situación de emergencia para mitigar el efecto de la contingencia
y recuperar el sistema.
Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de operación
ICT

Existen enlaces dedicados en fibra óptica (o contratos de servicios de similar
confiabilidad con empresas de telecomunicaciones) para todas aquellas señales
criticas (e.g. relativas a monitoreo de estabilidad transitoria).
WAMS/WACS
 Existen PMU desplegados en todo el sistema.
 Se cuenta con infraestructura de screening y data mining.
DLR
 Existe DLR en todas las líneas que lo requieran/permitan, DLR está incorporado
como una alternativa a las inversiones de línea en los estudios de planificación.
AGC
 Existen equipos de almacenamiento y un AGC que permiten balancear de
manera segura y costo-efectiva la generación variable de fuentes renovables.
Prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación
Reservas

La incertidumbre de pronóstico de la demanda y de la generación ERNC
(agregado a nivel sistémico, reconociendo las correlaciones entre los
pronósticos individuales) se reconoce dentro del proceso de determinación de
xxx
reserva mediante el uso de modelos sofisticados que permiten minimizar el
costo de operación del sistema.
Operación y programación
 Se cuenta con un modelo que es capaz de optimizar de manera conjunta la
energía y la reserva, dadas las condiciones reales del sistema de generación
(incluyendo ERNC), de transmisión y demanda.
 Se cuenta con un conjunto de modelos de planificación y operación de las redes
de transmisión en flujo simplificado DC y completo AC, que reconocen la
existencia de nuevas tecnologías flexibles (e.g. FACTS) y de protección (e.g.
SPS), coordinando varias actividades de despacho económico. Los modelos de
planificación pueden evaluar las ventajas de aprovechar economías de escalas
e invertir en redes con holguras versus los riesgos asociados a una toma de
decisión bajo incertidumbre donde las holguras pueden resultar con un bajo
nivel de utilización a futuro. Además, los modelos pueden distinguir entre
holgura para capacidad futura y holgura por razones de seguridad de
suministro.
 Se cuenta modelos que permiten mantener la operación del sistema
económica, estable y segura, reconociendo la topología alargada del sistema
nacional y la potencial integración de generación renovable que podría afectar
los niveles de inercia presentes en el sistema.
Pronóstico
 Se cuenta con modelos de pronóstico de generación, que incluyen al menos la
generación solar, eólica y mini-hidro, cuyo error absoluto promedio es
comparable con los mejores modelos del estado del arte.
 Se cuenta con una etapa de predespacho más cercana a la operación en tiempo
real (e.g. con 6 horas de anticipación) de manera de hacer un pronóstico más
certero de la generación ERNC y así disminuir los costos de reserva.
Mediano Plazo
Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de operación
WAMS/WACS


DSA

Se utilizan señales remotas para el control en tiempo real de actuadores
críticos con el fin de mejorar el control sobre elementos de red y el despacho
de las unidades de generación.
Se cuenta con una integración de los PSS con los sistemas WAMS y WACS.
Se cuenta con el DSA más avanzado de la región. Que incluye: Seguridad
transitoria, seguridad de tensión, seguridad de señal pequeña y seguridad de
frecuencia.
xxxi
SPS

Se cuenta con SPS adaptativos que protejan al sistema de contingencias
extremas pre-establecidas.
DR

Se cuenta con respuesta de la demanda asociada a cargas no críticas y se
cuenta con incentivos para la participación de demanda voluntaria en
programas de control.
FACTS/DLR

Existe un desacople eficiente (costo efectivo) entre el control de flujo y voltaje,
y el despacho de las unidades del sistema, lo que permite contar con un
sistema más flexible para la gestión de la generación renovable mediante el uso
de FACTS, HVDC, DLR, etc.
Prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación
Operación y programación

Se cuenta con una visibilidad amplia del operador que incluye incluso las redes
de distribución, permitiendo el uso de nuevas metodologías que
complementan la necesidad y oferta de reserva, considerando también la
presencia de generación distribuida.

Se cuenta con una gestión eficiente que permita agregar varios agentes
distribuidos a lo largo del sistema (como generación, demanda,
almacenamiento, etc., incluyendo varios niveles de voltaje, incluso distribución)
en plantas virtuales, facilitando la labor del CDEC en un sistema que se vuelve
cada vez más complejo y atomizado
Largo Plazo
Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de operación
General

Existe un portafolio óptimo instalado entre (i) tecnologías flexibles e
inteligentes (mencionadas anteriormente) y (ii) tecnologías convencionales
(e.g. transformadores, líneas, etc.) de manera de hacer eficiente y confiable
toda la actividad de operación del sistema mediante la entrega de varios
servicios asociados al uso de las distintas tecnologías.
xxxii
Tabla C: Metas Sector Eléctrico
Metas
Corto Plazo
Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad
Estándares de seguridad
 Existe un estándar probabilístico avanzado de seguridad de suministro con un
mínimo estricto de al menos N – 1 en operación y diseño (sin consideración de
cortes de demanda involuntarios).
 Existen servicios complementarios de gestión de demanda adecuados para el
estándar avanzado establecido. La gestión de la demanda debiera diferenciar
servicios asociados al control de frecuencia y a la entrega de servicios de
seguridad de redes.
Monitoreo, escrutinio e incentivos
 Existe una integración Ministerio de Energía – CDEC - CNE para la toma de
decisiones estratégicas en operación y planificación de red. Esto es
especialmente importante dentro del marco de planificación proactiva de
corredores de transmisión con holguras.
 La autoridad cuenta con la capacidad de hacer escrutinio (y lo hace
periódicamente) sobre las decisiones del operador del sistema.
 Existe un esquema de incentivos para el operador. Esto repercute en un
operador de sistema capaz de cumplir objetivos de desempeño previamente
establecidos en pro del beneficio global del sistema, con la posibilidad de
recibir gratificaciones en proporción a los beneficios entregados.
 Existen actividades de monitoreo y análisis post – mortem,
independientemente de los esfuerzos del operador del sistema y la autoridad
(i.e. empresa consultora). Los reportes de monitoreo son de acceso público.
Índices de confiabilidad
 Se utilizan los índices SAIDI y SAIFI para la medición, monitoreo y fiscalización
de la continuidad de suministro en el sistema eléctrico chileno.
Prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación
Reservas


Existen criterios armonizados de determinación, ubicación (incluyendo zonas
de reservas) y aplicación de reserva para todo el sistema interconectado
nacional.
Se cuenta con un criterio “N - 1” estricto (i.e. sin cortes forzados, pero con
participación voluntaria y contractual de la demanda) para la determinación de
reservas. Se abandona la desconexión de carga (involuntaria) como
herramienta para enfrentar fallas de generación. Se consideran cortes de carga
voluntarios para cubrir contingencias N – 1 en operación y diseño, existiendo
xxxiii
contratos (de corto plazo para la operación y de largo plazo para la inversión) y
remuneraciones adecuadas.
Operación y programación
 Se incorpora la operación de la red de gas dentro de la estructura de toma de
decisiones del operador eléctrico.
Mercados de servicios complementarios
 Se incluyen dentro del mercado eléctrico productos que reconocen el aporte en
flexibilidad de las unidades del sistema, que van más allá del aporte de
reservas.
Mediano Plazo
Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad
Resiliencia


Se cuenta con un estándar de resiliencia en el sistema eléctrico nacional.
Se cuenta con una institucionalidad para la gestión del riesgo y emergencias
eléctricas.
 Se tienen planes nacionales, regionales y comunales de gestión de riesgos y
emergencias eléctricas.
 Se cuenta con mecanismos de incentivos para la mejora de infraestructura
crítica.
Índices de confiabilidad

Se cuenta con esquemas de incentivos/penalizaciones sobre el desempeño de
los índices SAIDI y SAIFI de cada coordinado.
Largo Plazo
Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad
Resiliencia

Se cuentan con inversiones asociadas a hacer el sistema más resiliente a la
ocurrencia de catástrofes.
 Se cuenta con un sistema eléctrico nacional robusto y resiliente frente a
situaciones de emergencia y catástrofes naturales.
Índices de confiabilidad

Se cuenta con un nivel de SAIDI líder en la región.
Además, se considera que para realizar la mayoría de las mejoras indicadas anteriormente, es
necesario un cambio estructural mayor a nivel institucional con el fin de aumentar la capacidad
que tiene el operador del sistema para realizar investigación y desarrollo, esto incluye: análisis
en el uso de nuevas tecnologías, nuevas prácticas de seguridad y nuevas prácticas de despacho
xxxiv
económico, capacidad de desarrollo de modelos matemáticos y herramientas computacionales
avanzadas, etc. Esta realidad se ha observado en operadores internacionales como MISO, PJM,
ISO-New England, entre varios otros. Esto es posible de realizar en el corto plazo en el contexto
del nuevo proyecto de Ley de Transmisión que da libertad a los directores para estructurar la
nueva institución nacional de operación en función de sus objetivos y funciones. Es importante
mencionar que el nuevo proyecto de Ley de Transmisión propone nuevas tareas al operador del
sistema (e.g. su rol en la planificación proactiva/anticipativa), las cuales también se deben
apoyar en modelos adecuados (e.g. planificación de red ante incertidumbre16) que ayuden a
alcanzar niveles de eficiencia que estén a la altura de las expectativas de los consumidores, la
industria y las metas de crecimiento del país. Todo esto requiere un esfuerzo no solamente del
operador, pero además de las autoridades, la industria y el mundo académico.
Los desafíos anteriormente mencionados asociados a la integración exitosa de altos niveles de
generación renovable en un sistema eléctrico particularmente largo, no tienen precedentes a
nivel nacional y son solamente comparables a la electrificación del país. A modo de referencia,
se presenta en la Tabla D los recursos con los que cuentan otros CDECs, particularmente en
Estados Unidos para enfrentar los desafíos actuales. Así, es esperable que el presupuesto del
futuro operador esté acorde a estos niveles internacionales, considerando que la inversión en
modernizar la operación (inversión en tecnología, software, modelos, ICT, capital humano
especializado, etc.) repercute de manera importante no solamente en la eficiencia de la
operación del sistema sino que también en los niveles necesarios de inversión a futuro. Un
presupuesto adecuado también debe ser considerado para instituciones como la SEC, CNE y el
Ministerio de Energía, esto considerando la falta de recursos que existe actualmente (ver Anexo
B) y la importancia que presenta el sector energético para la competitividad del país17.
Tabla D: Presupuesto anual CDECs
ISO
CAISO (US)
Annual Budget (US $mn)
195
18
Staff
572
Peak Demand (MW)
57 000
ERCOT (US)
176
670
65 700
MISO (US)
273
782
137 000
NYISO (US)
119
452
33 000
PJM (US)
252
725
167 000
SPP (US)
76
476
50 000
16
G. Strbac, C. Vasilakos, R. Moreno, I. Konstantelos, D. Papadaskalopoulos, “It’s all about grids: The importance of
transmission pricing and investment coordination in integrating renewables”, IEEE Power and Energy Magazine,
Jul. 2015.
17
V. Corbo y A. Hurtado, «Causas y consecuencias del problema energético en Chile: Una visión desde la
macroeconomía,» Puntos de referencia del Centro de Estudios Publicos, 2014.
18
Regresiones lineales: Budget[$mn] = 0,0012 x D[MW] + 81,102 y Staff[# per] = 0,0021 x D[MW] + 430,29.
xxxv
Índice General
1
2
3
Introducción, objetivos y metodología ................................................................................... 1
1.1
Introducción ..................................................................................................................... 1
1.2
Contexto ........................................................................................................................... 1
1.3
Antecedentes y problemas identificados con anticipación a este informe ..................... 2
1.4
Objetivos generales y específicos .................................................................................... 4
1.5
Metodología general y estado actual............................................................................... 4
Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad ............................................ 6
2.1
Estándares de seguridad a nivel mundial ........................................................................ 6
2.2
Índices de seguridad alrededor del mundo ................................................................... 15
2.3
Esquemas de incentivos/penalizaciones y estándares avanzados ................................ 23
Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de operación ...................................................... 31
3.1
Visión general ................................................................................................................. 31
3.2
Sistemas de monitoreo y control de área amplia .......................................................... 32
3.3
Evaluación dinámica de seguridad ................................................................................. 35
3.4
Tecnologías de información y comunicación ................................................................. 37
3.5
Sistemas de protección especial .................................................................................... 39
3.6
Equipos que proveen flexibilidad en redes de transmisión AC ..................................... 42
3.7
Determinación dinámica de punto de operación de líneas de transmisión (DLR) ........ 46
3.8
Control Automático de Generación ............................................................................... 48
3.9
Sistemas de almacenamiento de energía ...................................................................... 50
3.10
Respuesta de la demanda (despachable) ................................................................... 51
3.11
Riesgo en la aplicación de tecnologías de red avanzadas y nuevas medidas
operacionales ............................................................................................................................ 53
4
Prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación ..................................... 56
4.1
Modelos probabilísticos para la determinación de reserva .......................................... 56
4.2
Modelos de localización de las reservas y áreas de control .......................................... 74
4.3
Modelos de co-optimización del despacho de energía y reserva.................................. 79
4.4
Modelos de pronóstico de generación ERNC................................................................. 84
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
5
6
7
8
9
Informe Final
4.5
Modelos de co-optimización electricidad-gas ............................................................... 96
4.6
Diseño de mercado acorde a las nuevas necesidades de flexibilidad ......................... 101
Experiencia Latinoamericana .............................................................................................. 111
5.1
Seguridad en operación y planificación en el sistema eléctrico mexicano ................. 111
5.2
Virtual Gas Storage en el sistema eléctrico brasileño .................................................. 116
5.3
Manejo del sistema hidro-térmico en Colombia ......................................................... 120
5.4
Manejo de reserva en Uruguay .................................................................................... 131
5.5
Mecanismos de incentivos a la industria de gas natural, Perú .................................... 133
Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad en Chile .......................... 142
6.1
Descripción de la situación actual ................................................................................ 142
6.2
Análisis de la situación actual....................................................................................... 151
6.3
Metas y lineamientos ................................................................................................... 167
Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de operación en Chile ...................................... 181
7.1
Sistemas de monitoreo, control y accionamiento ....................................................... 181
7.2
Operación flexible de redes ......................................................................................... 191
7.3
Operación automática y flexible de generación y almacenamiento ........................... 195
Prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación en Chile ..................... 199
8.1
Metodologías para la definición de la reserva ............................................................. 199
8.2
Modelos de optimización del mercado eléctrico ......................................................... 226
8.3
Modelo de pronóstico de generación ERNC ................................................................ 233
8.4
Mercado de servicios complementarios y flexibilidad................................................. 237
8.5
Institucionalidad ........................................................................................................... 241
Efectos de las ERNC y uso de unidades de partida rápida en la reserva en giro ................ 242
9.1
Objetivos ...................................................................................................................... 242
9.2
Supuestos de modelación y datos de entrada ............................................................. 243
9.3
Resultados obtenidos ................................................................................................... 248
10 Bibliografía .......................................................................................................................... 253
10.1
Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad asociados ............. 253
10.2
Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de operación .......................................... 254
10.3
Prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación ........................ 257
10.4
Experiencia latinoamericana .................................................................................... 262
10.5
Niveles de seguridad de suministro y estándares de seguridad en Chile ................ 263
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
10.6
Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de operación en Chile ............................ 263
10.7
Prácticas y modelos matemáticos avanzados a nivel de operación en Chile .......... 264
10.8
Virtual power plants (Anexo C)................................................................................. 265
Anexo A
Formulación matemática VaR y CVaR ...................................................................... 267
Anexo B
Entrevistas participantes del sector ......................................................................... 268
Anexo C
Virtual power plants ................................................................................................. 290
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Índice de Figuras
Figura 1: Estructura metodológica.................................................................................................. 5
Figura 2: Marco tradicional de análisis de seguridad en sistemas eléctricos. Fuente: [1]. ............ 6
Figura 3: SAIDI Salidas forzadas - incluyendo eventos excepcionales. Fuentes: ([12], [13] y [14]).
....................................................................................................................................................... 16
Figura 4: SAIDI Salidas forzadas - excluyendo eventos excepcionales. Fuentes:( [12], [13] y [14] ).
....................................................................................................................................................... 17
Figura 5: SAIFI Salidas forzadas - incluyendo eventos excepcionales. Fuentes: ([12], [13] y [14]).
....................................................................................................................................................... 17
Figura 6: SAIFI Salidas forzadas - excluyendo eventos excepcionales. Fuentes: ([12],[13] y [14] ).
....................................................................................................................................................... 18
Figura 7: SAIDI Salidas forzadas (excluyendo eventos excepcionales) - Desagregado por nivel de
voltaje. Fuente: [12]. ..................................................................................................................... 19
Figura 8: SAIDI Salidas forzadas (excluyendo eventos excepcionales) - Desagregado por nivel de
voltaje. Fuente: [12]. ..................................................................................................................... 20
Figura 9: SAIFI Salidas forzadas (excluyendo eventos excepcionales) - Desagregado por nivel de
voltaje. Fuente: [12]. ..................................................................................................................... 20
Figura 10: SAIFI Salidas forzadas (excluyendo eventos excepcionales) - Desagregado por nivel de
voltaje. Fuente: [12]. ..................................................................................................................... 21
Figura 11: Curva VaR y CVaR [10]. ................................................................................................ 26
Figura 12: Desempeño en cuanto a confiabilidad muestra de más de 45.000 transformadores de
distribución. Fuente: [3]................................................................................................................ 27
Figura 13: Esquemático RIIO. Fuente: [22]. .................................................................................. 29
Figura 14: Sistema interconectado de Noruega y Suecia. Posición de PMU críticos y sistema de
compensación SVC. ....................................................................................................................... 34
Figura 15: Sistema equivalente de 29 nodos para representar la interconexión entre Inglaterra y
Escocia ........................................................................................................................................... 43
Figura 16: Costos de operación para un periodo de 30 minutos considerando disponibilidad de
viento de (izquierda) un 20% y (derecha) un 100%. ..................................................................... 44
Figura 17: Sistema de reajuste del PST [19].................................................................................. 45
Figura 18: Sistema de acción correctiva del PST [19]. .................................................................. 45
Figura 19: Subsistema del sistema de potencia noruego. ............................................................ 50
Figura 20: Regulación (30 minutos) del ESS asociado a la central Laurel Mountain, donde SOC
(state of charge) representa el estado de carga del ESS, PJM Signal corresponde al
requerimiento del operador y Laurel BESS es la respuesta del ESS. ............................................ 51
Figura 21: Transferencia optima al considerar eventos de malfuncionamiento de los SPS. ....... 55
Figura 22: Conceptualización del uso de reservas definidas por la NERC (en base a [4] ). .......... 60
Figura 23: Acciones y coordinación de los distintos controles de frecuencia (a base de [5]). ..... 61
Figura 24: División de reserva operacional en reserva en giro y reserva pronta. ........................ 62
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 25: Errores de predicción de la generación eólica con un horizonte de predicción de 24
horas. ............................................................................................................................................ 71
Figura 26: Regiones (colores) y BA (círculos blancos) en Estados Unidos y Canadá. ................... 75
Figura 27: Zonas de reserva (5) (izquierda) y zonas de planificación (7) (derecha) de Midwest
ISO. ................................................................................................................................................ 78
Figura 28: Esquema del proceso de pre-despacho del día anterior y despacho en la operación
real. ............................................................................................................................................... 80
Figura 29: Variabilidad y Predictibilidad de Recursos de Generación No-Despachables. ............ 85
Figura 30: Variabilidad del Viento y su impacto en los procesos de operación del sistema. ....... 86
Figura 31: Déficit de reserva operativa según modelos de pronóstico de generación eólica para
un nivel de participación eólica de un 24% en el WECC [3]. ........................................................ 87
Figura 32: Ahorro anual promedio del costo operativo para distintos niveles de participación
eólica, considerando una mejora del modelo de pronóstico de un 10% y un 20% [3]. ............... 88
Figura 33: Porcentaje de reducción de recortes eólicos al mejorar el pronóstico, considerando
una participación eólica de un 24% [3]......................................................................................... 88
Figura 34: Efecto de la restricción de presión de la red de gas en la operación del sistema
eléctrico[1]. ................................................................................................................................... 97
Figura 35: Resultados de Costo Marginal Anual Promedio con y sin restricciones de gas [2]. .... 98
Figura 36: Potencia promedio y Potencia máxima despachada de Gas para caso con y sin
restricciones de gas [2]. ................................................................................................................ 98
Figura 37: Probabilidad anual de déficit de gas [2]. ..................................................................... 99
Figura 38: Nuevas necesidades de flexibilidad para altos niveles de generación renovable [1].
..................................................................................................................................................... 102
Figura 39: Operación con alto nivel de generación renovable con restricciones de flexibilidad,
resultando en energía no suministrada durante las horas peak del sistema dada la insuficiencia
en la capacidad de rampa de subida [1]. .................................................................................... 103
Figura 40: Operación con alto nivel de generación renovable con restricciones de flexibilidad,
resultando en energía renovable de bajo costo no aprovechada en la operación del sistema [1].
..................................................................................................................................................... 104
Figura 41: Posibles curvas de oferta y demanda del producto flexi-ramp [3]. .......................... 105
Figura 42: Requerimiento de rampa para cada intervalo de operación del sistema. ................ 107
Figura 43: Pronóstico de demanda neta y requerimiento de rampa en cada intervalo [4]. ...... 108
Figura 44: Participación por tecnología en el parque generador 2015. Fuente [7]. .................. 120
Figura 45: Esquemático metodología de planificación de la generación. Fuente [9] . .............. 123
Figura 46: Esquemático metodología de validación de las series generadas por el ARP. .......... 124
Figura 47: Estadística de SAIDI por región, período 2010 – 2015. Fuente [4]. ........................... 157
Figura 48: Estadística de SAIDI promedio, período 2010 – 2015- Fuente [4]............................. 158
Figura 49: Estadística de SAIDI sin eventos de fuerza mayor, por región, período 2010 - 2015.
Fuente [4]. ................................................................................................................................... 159
Figura 50: Estadística de SAIDI promedio sin eventos de fuerza mayor, período 2010 - 2015.
Fuente [4]. ................................................................................................................................... 159
Figura 51: Estadística de SAIDI Fuerza Mayor por región, período 2010 – 2015. Fuente [4]. ... 160
Figura 52: Estadística de SAIDI Fuerza Mayor promedio, período 2010 – 2015. Fuente [4]. .... 160
Figura 53: Estadística de SAIDI Externo por región, período 2010 – 2015. Fuente [4]. ............. 161
Figura 54: Estadística de SAIDI Externo promedio, período 2010 – 2015. Fuente [4]. .............. 162
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 55: Estadística de SAIDI total desagregado por origen de la interrupción de suministro
(Fuerza Mayor= FM; Distribución=Interno; Generación-Transmisión=Externo), 2010 – 2015. [4].
..................................................................................................................................................... 162
Figura 56: Comparación internacional SAIDI promedio total, 2010 - 2015................................ 164
Figura 57: Comparación internacional SAIDI promedio sin eventos de fuerza mayor, 2010 2015. ........................................................................................................................................... 165
Figura 58: Comparación internacional SAIDI promedio eventos de fuerza mayor, 2010 - 2015.
..................................................................................................................................................... 166
Figura 59: Comparación internacional SAIDI promedio externo, 2010 - 2015........................... 167
Figura 60: Evolución de la inyecciones y retiros de los BESS Angamos y Los Andes durante una
falla.............................................................................................................................................. 197
Figura 61: Metodología para la obtención de la reserva para el CPF. Fuente: [2]. .................... 202
Figura 62: Costo de operación dado para cada reserva primaria modelada. Fuente: [2]. ......... 204
Figura 63: Costo de energía no servida dado para cada reserva primaria modelada. Fuente: [2].
..................................................................................................................................................... 204
Figura 64: Costo total para cada reserva primaria modelada. Fuente: [2]. ............................... 205
Figura 65: Variación de la demanda para intervalos de 5 minutos. Fuente: [2]. ....................... 207
Figura 66: Frecuencia en la barra Crucero 220kV. La curva roja y azul representa el caso con y
sin el aporte de las ERNC al CPF, respectivamente. Fuente: [2]. ................................................ 208
Figura 67: Diagrama de flujo de reserva óptima para CPF para variaciones en generación. Parte
1. Fuente: [4]. .............................................................................................................................. 213
Figura 68: Diagrama de flujo de reserva óptima para CPF para variaciones en generación. Parte
2. Fuente: [4]. .............................................................................................................................. 214
Figura 69: Frecuencia del error de previsión de la demanda. Fuente: [4] . ............................... 216
Figura 70: Error de previsión de la demanda del año 2014. Fuente: [4]. ................................... 217
Figura 71: Costo de operación del SIC según la reserva utilizada. Fuente: [4]........................... 218
Figura 72: Costo de energía no suministrada en función de la reserva primaria. Fuente: [4]. .. 219
Figura 73: Costo de la ENS incluyendo la reserva de CPF y CSF. Fuente: [4]. ............................. 220
Figura 74: Costos totales para las distintas reservas simuladas usando CSF y sin CSF. Fuente: [4].
..................................................................................................................................................... 221
Figura 75: Despacho por orden de mérito .................................................................................. 227
Figura 76: Red de transmisión modelada SIC-SING. ................................................................... 245
Figura 77: Partición del sistema de transmisión ......................................................................... 247
Figura 78: Sobrecosto de operación SIC + SING para distintas políticas. El gráfico superior
muestra el aumento de costos para el caso Base2025 + 3000MW ERNC y el gráfico inferior
muestra el aumento de costos para el caso Base2025. ............................................................. 249
Figura 79: Composición de la reserva en giro por área de control para el caso de capacidad
instalada Base 2025, y política de reserva del 45% ERNC. ......................................................... 250
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Índice de Tablas
Tabla 1 Estándares de seguridad por país. Fuente: [2]................................................................. 12
Tabla 2 Definición de los niveles de voltaje por sistema para el cálculo de SAIDI y SAIFI
desagregado por nivel de tensión. Fuente: [16] ........................................................................... 21
Tabla 3 TSO por país y nivel de tensión que opera. ...................................................................... 22
Tabla 4 Prácticas internacionales con salas de control inteligentes ............................................ 35
Tabla 5 Prácticas internacionales en aplicación de DLR ............................................................... 48
Tabla 6 Resumen métodos analíticos para cálculo de reservas ................................................... 58
Tabla 7 Resumen beneficios del proceso de mejoras en planificación de la operación .............. 84
Tabla 8 Resumen del estado de pronósticos de generación renovable para distintos operadores
[8] .................................................................................................................................................. 91
Tabla 9 Modelos de pronóstico utilizados por distintos operadores para cada ventana de tiempo
[8] .................................................................................................................................................. 91
Tabla 10 Uso de los modelos de pronóstico de generación variable para distintos operadores [8]
....................................................................................................................................................... 93
Tabla 11 Modelos de pronóstico utilizados por distintos operadores de sistema [8] ................. 94
Tabla 12 Precisión de la predicción de generación variable para distintos operadores de sistema
[8] .................................................................................................................................................. 94
Tabla 13 Integración del pronóstico de generación variable en las salas de control de los
operadores [8] .............................................................................................................................. 95
Tabla 14 Datos de oferta de generación [4] ............................................................................... 107
Tabla 15 Requerimientos y precios de reserva [4] ..................................................................... 108
Tabla 16 Resultados del despacho [MW] [4] .............................................................................. 109
Tabla 17 Resultados de costos [US$/MWh] [4] .......................................................................... 109
Tabla 18 Resultados de costo y pagos para cada caso [4] .......................................................... 110
Tabla 19 Variación máxima permitida de los parámetros estadísticos en relación a la
información histórica. Fuente [9] ............................................................................................... 125
Tabla 20 Potencia instalada en el SIN por tecnología de generación. Fuente [14] .................... 131
Tabla 21 Límites aceptables para índices de indisponibilidad en generación. Art. 5-59 NTSyCs [1]
..................................................................................................................................................... 145
Tabla 22 Límites aceptables para índices de indisponibilidad en transmisión. Art. 5-60 NTSyCs
[1] ................................................................................................................................................ 147
Tabla 23 Ponderador de proporción de demanda por región. ................................................... 157
Tabla 24 Metas implementación de mejoras en las prácticas de los CDEC. .............................. 169
Tabla 25 Plan de acción implementación de mejoras en las prácticas de los CDEC. ................. 169
Tabla 26 Metas implementación de estándar avanzado de seguridad ...................................... 172
Tabla 27 Plan de acción implementación de estándar avanzado de seguridad ......................... 172
Tabla 28 Metas implementación de estándar de resiliencia ...................................................... 174
Tabla 29 Plan de acción implementación de estándar de resiliencia ......................................... 175
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 30 Metas niveles de continuidad de suministro ............................................................... 178
Tabla 31 Plan de acción niveles de continuidad de suministro .................................................. 178
Tabla 32 Metas sistemas de monitoreo, control y accionamiento ............................................ 188
Tabla 33 Plan de acción sistemas de monitoreo, control y accionamiento ............................... 188
Tabla 34 Metas operación flexible de redes ............................................................................... 193
Tabla 35 Plan de acción operación flexible de redes .................................................................. 194
Tabla 36 Metas operación automática y flexible ........................................................................ 198
Tabla 37 Plan de acción operación automática y flexible........................................................... 198
Tabla 38 Resultados recomendados de reserva por efecto de la demanda. Fuente: [4]........... 211
Tabla 39 Metas definidas para mejorar la determinación de la reserva ................................... 224
Tabla 40 Plan de acción para mejorar la definición de la reserva .............................................. 224
Tabla 41 Metas definidas para mejorar la optimización del mercado eléctrico ........................ 231
Tabla 42 : Plan de acción para mejorar la optimización del mercado eléctrico ......................... 231
Tabla 43 Metas definidas para incorporar el pronóstico de generación ERNC .......................... 236
Tabla 44 Plan de acción para incorporar los modelos de pronósticos de generación ............... 236
Tabla 45 Metas definidas para incorporar el pronóstico de generación ERNC .......................... 240
Tabla 46 Plan de acción para mejorar la representación de los servicios complementarios y de
flexibilidad ................................................................................................................................... 240
Tabla 47 Potencia instalada por tecnología SIC-SING 2025 ........................................................ 244
Tabla 48 Resumen de requerimientos de reserva por escenario ............................................... 246
Tabla 49 Montos mínimos, promedio y máximos de reserva por escenario ............................. 248
Tabla 50 Capacidad ERNC adicional para sensibilidades ............................................................ 248
Tabla 51 Resultados de inversión en unidades de partida rápida para la zona norte, para los
distintos escenarios de reserva y sensibilidades ERNC .............................................................. 250
Tabla 52 Costos de operación anual para los distintos escenarios de reserva y comparación con
caso que considera inversión; caso base 2025 ........................................................................... 251
Tabla 53 Costos de operación anual para los distintos escenarios de reserva y comparación con
caso que considera inversión; caso 2025 más 1000 MW ERNC ................................................. 251
Tabla 54 Costos de operación anual para los distintos escenarios de reserva y comparación con
caso que considera inversión; caso 2025 más 2000 MW ERNC ................................................. 251
Tabla 55: Costos de operación anual para los distintos escenarios de reserva y comparación con
caso que considera inversión; caso 2025 más 3000 MW ERNC ................................................. 252
1 Introducción, objetivos y metodología
1.1 Introducción
El presente documento contiene el informe final del estudio sobre Mejoramiento Continuo a los
Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING, preparada por el Centro de
Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, en adelante CE-FCFM o Consultor,
para el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte
Grande, en adelante CDEC-SING.
1.2 Contexto
La generación renovable intermitente que se espera en los próximos años en el sistema
nacional no tiene precedentes. En este contexto, un desafío mayor es mejorar los niveles de
seguridad de suministro que históricamente ha mostrado el sistema eléctrico nacional (ver
siguiente sección de Antecedentes para detalles de los niveles de confiabilidad actual del
sistema) en un ambiente de mayor conexión de generación renovable intermitente, que
requiere de prácticas operacionales radicalmente distintas a las actuales para realizar una
operación segura, sin comprometer el performance económico del despacho. Para esto, se
espera que los servicios complementarios que típicamente han provenido de la generación,
también puedan ser suministrados mediante otras fuentes provenientes de la demanda u otra
infraestructura de red en base al despliegue de nueva tecnología que permita flexibilizar la
operación para facilitar las actividades relacionadas al control de frecuencia, voltaje y flujo. Así,
un aspecto importante en la operación a futuro es la acción coordinada de la operación de las
unidades de generación en conjunto con el control de la demanda y la red, la cual se espera
cuente con mayores grados de robustez a futuro en conjunto con una mayor penetración de
tecnologías modernas.
El propósito del estudio es realizar un análisis de brecha entre una operación segura y
económica en un sistema moderno y el SING. En términos de seguridad, éste busca definir los
parámetros de un sistema moderno en base al análisis comparado de criterios, indicadores y
buenas prácticas en países de Latinoamérica y países en la OECD. En general, se esperaría que
el CDEC-SING tuviese un desempeño consistente con otros países de la OECD y una posición de
liderazgo en la región (incluyendo el CDEC-SIC). En términos de la operación económica, el
estudio busca poder identificar los puntos más relevantes para introducir mejoras en la
modelación que realiza el CDEC, sus prácticas de despacho y gestión de los recursos del sistema
eléctrico, y su infraestructura tecnológica en términos de simulación, monitoreo, comunicación,
protección y control.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
1
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
1.3 Antecedentes y problemas identificados con anticipación a este informe
El Centro de Energía realizó una recopilación inicial de antecedentes referentes a las temáticas
de seguridad de suministro en el sistema eléctrico nacional, previo al inicio de este proyecto. La
lista a continuación refleja los hechos más relevantes del sector según consulta con expertos 19
Ésta es solamente una lista preliminar de problemas que pueden ser incorporados y
desarrollados en el transcurso del proyecto.
Hechos y estadísticas asociadas a los estándares de seguridad de suministro
1. Existen varias instalaciones de transmisión en el sistema chileno que no cuentan con los
equipos y redundancias necesarias para proveer energía de manera segura y de calidad,
entendiendo como seguro el estándar clásico N-1 que se aplica de manera internacional.
Ejemplos son:
a) falta de redundancia en la transformación troncal,
b) operación por sobre los límites de seguridad N-1 que realizan los Centros de Despacho
Económicos de Carga (CDECs) en varios corredores troncales, y
c) presencia de numerosos simples circuitos en la subtransmisión que en muchos casos
representan la única vía de suministro desde el sistema principal a ciertas localidades
apartadas (e.g. Puerto Montt al sur, Corral, Lebu, Norte de Copiapó en el Sistema
Interconectado Central –SIC–, Arica en el Sistema Interconectado del Norte Grande –
SING–, etc.).
2. Chile presenta índices de seguridad y calidad de servicio sustancialmente menores a los de
otros países, llegando a más de 8 minutos promedios de blackout sistémico por año20, esto
asociado a las fallas solamente de activos de transmisión (cálculo realizado con las
estadísticas de los últimos 5 años y considera sólo el impacto de las instalaciones de la
empresa Transelec en la seguridad de suministro del SIC). En países de Europa, el valor de
este mismo índice (que incluye solamente activos de transmisión de alto voltaje) es
virtualmente cero.
3. Para la planificación y para la operación de la red, no se utilizan los mismos criterios de
seguridad. De hecho, tramos doble circuito del sistema de transmisión se operan por sobre
su límite de seguridad de diseño con el fin de abaratar el costo de las congestiones en el
despacho económico. Conocido fue el conflicto entre un transmisor (que involucró el envío
de un hecho esencial a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles) y el operador del
SIC acerca del correcto uso y límite seguro de la transmisión troncal desde la barra Charrúa
al norte.
4. Los procesos de planificación y los criterios de seguridad en el sector de la subtransmisión no
reconocen las interacciones entre sistemas con distinta propiedad.
19
Dicha consulta se realizó en la Fase 1 de la Mesa de Transmisión organizada por el Ministerio de Energía y la
Comisión Nacional de Energía. No existe documentación pública respecto a la mayoría de los antecedentes
recabados durante esta consulta, siendo este documento la primera referencia de dicha información.
20
Tiempo Equivalente de Interrupción, TEI
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
2
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Hechos y estadísticas asociadas a la penetración tecnología de la red y su operación
1. Existe una modesta penetración de nuevas tecnologías en las redes de transmisión en Chile y
no hay tecnología inteligente de monitoreo y control que permita observar el sistema
ampliamente y tomar decisiones en tiempo real. Es decir, no existen aplicaciones concretas
que incluyan el uso de Phasor Measurement Units (PMUs) y Wide Area Monitoring Systems
(WAMS) para tomar decisiones informadas de operación que consideren el grado real de
seguridad del sistema mediante técnicas de Online Security Assessment. Desde 2015 marcha
en régimen el uso de PMUs y WAMS en el SING (primero en su tipo en el país) el cual ha
permitido mejorar la capacidad de análisis del comportamiento del sistema. No obstante, se
tiene un número limitado de mediciones y este aún no involucra el uso de datos en la toma
de decisiones en tiempo real.21
2. Existen estudios elaborados por los CDECs que identifican la necesidad de esquemas de
protección especial con tecnología moderna de control para minimizar el impacto de
contingencias extremas; no obstante el nivel real de penetración de esta tecnología en los
sistemas no refleja la necesidad identificada.
3. Existe penetración de tecnología moderna para el control preventivo de flujo, frecuencia y
voltaje (mediante equipos Static Var Compensations –SVCs–, transformadores desfasadores,
Battery Energy Storage System –BESS–) y la nueva reglamentación para los servicios
complementarios promete más incorporación de tecnología similar a la red.
Hechos y estadísticas asociadas a eventos de contingencia extrema, eventos catastróficos y
resiliencia
1. Varios cortes importantes de suministros que son de carácter severo se deben a eventos
catastróficos naturales, como el último terremoto y tsunami del 27 de febrero de 2010
donde quedó en evidencia, entre otras cosas, que cierta infraestructura estaba localizada en
lugares vulnerables (e.g. cerca de la costa).
2. Existe un reconocimiento por parte de las empresas eléctricas que existen varias
instalaciones que no cumplen con la norma sísmica y con ello se evidencia una falta de
fiscalización.
3. El terremoto y tsunami del 27 de febrero de 2010 evidenció un sinnúmero de problemas que
impedirían hacer una restauración eficiente del sistema.
Todos estos antecedentes dan cuenta de la necesidad de revisar los estándares y buenas
prácticas a nivel internacional para realizar una operación segura y económica de los sistemas
nacionales, en este caso con especial foco en el Sistema Interconectado del Norte Grande.
21
WAM network: Experiences and Challenges Under National and Regional Interconnections; Erick Zbinden Araya
CDEC-SING; https://www.cavs.msstate.edu/iPCGRID_Registration/presentations/2015/Zbinden_i-PCGRID_2015_
WAM_network_Experiences_and_Challenges_Under_Nationaland_Regional_Interconnections.pdf
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3
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
1.4 Objetivos generales y específicos
El objetivo del estudio es realizar un diagnóstico y propuesta que analice las eventuales
brechas entre las prácticas de gestión para una operación segura y económica en un
sistema moderno y aquellas actualmente en aplicación en el CDEC-SING.
Objetivos específicos en temas relativos a operación segura de sistemas eléctricos:
1. Investigación de las prácticas internacionales (en este informe).
2. Diagnóstico de la situación nacional en materia de operación segura.
3. Desarrollo de un plan de acción / roadmap para conducir a los sistemas nacionales a
cumplir con las normas y buenas prácticas internacionales.
Objetivos específicos en temas relativos a operación económica de sistemas eléctricos:
4. Investigación de las prácticas internacionales (en este informe).
5. Diagnóstico de la situación nacional en materia de operación económica.
6. Desarrollo de un plan de acción / roadmap para conducir a los sistemas nacionales a
cumplir con las normas y buenas prácticas internacionales en materia de operación
económica.
Un objetivo extra del estudio busca cuantificar la interacción entre los niveles de seguridad del
sistema y su costo económico asociado. En particular, se acordó con el CDEC-SING cuantificar el
impacto en los costos de operación del sistema asociado a varios niveles de requerimientos de
reserva, considerando además el beneficio que tendría para el sistema si se permitiera al
operador realizar inversiones en generación para asegurar niveles más adecuados de seguridad
de suministro mediante acciones más eficientes que fueran más allá de la mera operación del
sistema (e.g. realizando una subasta por generación de punta). Para esto, se resuelve un
modelo de despacho económico con restricciones de reserva, considerando (además de las
decisiones de despacho) la inversión en unidades de punta como una variable adicional de
decisión de la optimización, y la valorización tanto de los costos de inversión como de
operación de las nuevas unidades de punta en la función de costo del problema. Esto se realiza
en el contexto de un mayor nivel de reservas debido a alta participación futura de generación
renovable en la matriz de generación y en un contexto de interconexión de los sistemas SIC y
SING.
1.5 Metodología general y estado actual
El espíritu de la metodología es identificar los problemas más importantes en el país con
respecto a la seguridad y la operación económica del sistema, incluyendo el nivel tecnológico
asociado para asegurar un nivel de confiabilidad del sistema de la manera más eficientemente
posible, y proponer los cambios necesarios para resolver los problemas identificados, a la luz de
la experiencia internacional. Además, las soluciones se detallarán en un plan de acción en
escalas de tiempo tanto de corto como de largo plazo.
La metodología de estudio diseñada para enfrentar los objetivos se ilustra en la Figura 1. De
acuerdo a lo que se puede apreciar, en primera instancia es necesario realizar un levantamiento
del conocimiento de la experiencia internacional e identificar sus buenas prácticas, las que
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4
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
luego serán comparadas con la realidad nacional, determinando metas creíbles para Chile y
definiendo brechas. Determinada esta brecha, se desarrollará un plan de acción que permita
reducir la brecha identificada entre la realidad nacional y las prácticas internacionales.
Figura 1: Estructura metodológica.
La descripción presentada antes se aplica tanto para los objetivos relativos a operación segura
como a aquellos asociados a operación económica de sistemas eléctricos modernos.
El estado actual del proyecto contempla el cierre de los objetivos 1 y 4 indicados en la sección
anterior, donde se llevaron a cabo las siguientes actividades:


Revisión de más de 130 documentos entre normas, estándares y publicaciones
académicas (IEEE, IET, Cigre), incluyendo el estudio de casos en: Latinoamérica, USA,
Canadá, Europa y Asia.
Entrevista con los autores de los siguientes trabajos acerca de temas emergentes de
operación de sistemas:
o Emerging Modelling Capabilities for System Operations, Report for IET, UK.
Strbac, G. et al. 2015 (Imperial College London).
o The Grid: Stronger, Bigger, Smarter: Presenting a Conceptual Framework of
Power System Resilience, IEEE Power and Energy Magazine. Mancarella, P., et al.
2015 (The University of Manchester).
o Dynamic Reserve Zones for Day-Ahead Unit Commitment With Renewable
Resources, IEEE Transactions on Power Systems. Wang, F. et al. 2015 (MISO).
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5
2 Niveles de seguridad de suministro y estándares
de seguridad
En este capítulo se exponen los siguientes tópicos asociados a los niveles y estándares de
seguridad de suministro:





Tendencias de los estándares de seguridad a nivel mundial; se describen las dos
tendencias principales, clasificadas en estándares determinísticos y probabilísticos.
Experiencia internacional: se presenta un resumen de los estándares de seguridad en
cuanto a operación y planificación de algunos países, destacando algunos de interés.
Análisis de ventajas y desventajas de cada tipo de estándar de seguridad.
Índices y métricas de seguridad basados en la experiencia del consumidor, mostrando su
evolución histórica para distintos países.
Esquemas de incentivos para mejoras en el desempeño, y estándares avanzados.
2.1 Estándares de seguridad a nivel mundial
Un sistema eléctrico es seguro si, frente a un conjunto determinado de contingencias o
perturbaciones, es capaz de mantener su integridad y logra volver a su estado normal de
operación mediante el uso de un mix de acciones preventivas y correctivas. Para asegurar esto,
existen estándares de seguridad que constituyen una variable fundamental dentro de la
operación y planificación de cada sistema eléctrico. En la Figura 2 se expone el marco
conceptual tradicional de análisis de seguridad en sistemas eléctricos.
Figura 2: Marco tradicional de análisis de seguridad en sistemas eléctricos. Fuente: [1].
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6
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Se considera que un sistema se encuentra en su estado normal si todas las variables eléctricas
(tensión, frecuencia, entre otras) se encuentran dentro del rango aceptable definido para el
sistema, según los criterios definidos en su estándar de seguridad. Adicionalmente, se requiere
que exista suficiente margen de seguridad entre el estado del sistema y sus límites de
estabilidad, según estos mismos criterios. Por otro lado, se considera que el sistema se
encuentra en un estado anormal si se cumple que [1]:
-
El margen entre el estado operacional del sistema y los límites de estabilidad del
sistema no cumplen los criterios de seguridad establecidos.
Existen desprendimientos de carga.
A continuación se introducen las dos tendencias principales –determinísticas y probabilísticas –
que se han utilizado para diseñar estándares de seguridad en el mundo.
2.1.1 Estándares de seguridad determinísticos
Tradicionalmente los estándares de seguridad han sido establecidos en base a criterios
determinísticos, siendo los más comunes los criterios N - 1 y N - 2 los cuales establecen que el
sistema debe ser capaz de hacer frente a la pérdida de uno o dos elementos del sistema (N - 1 y
N – 2, respectivamente) sin causar sobrecargas ni comprometer la integridad de éste. En este
contexto, el sistema debe ser seguro frente a un conjunto predeterminado de eventos,
considerados “creíbles” (o de alta probabilidad de ocurrencia), mientras que para los eventos
que van más allá de las contingencias “creíbles” es aceptable si estas llegan a comprometer la
seguridad [2],[3]. A modo de ejemplo, el sistema eléctrico en Gran Bretaña funciona bajo el
estándar determinístico de seguridad N – 2 por lo tanto dentro de su operación y planificación
se considera un evento creíble el tener la salida de dos elementos simultáneamente (por
ejemplo, un doble circuito), mientras que el sistema eléctrico irlandés funciona bajo el estándar
de seguridad N – 1 por lo que considera la salida de un solo elemento como evento creíble (y no
considera la salida de dos circuitos simultáneamente).
Bajo estándares determinísticos de seguridad, la seguridad del sistema puede ser provista por
una mezcla de acciones preventivas y correctivas de control tales como: mecanismos de
control post-contingencia sobre ajustes de generación y componentes de red flexibles como
líneas HVDC, interruptores de línea, compensaciones serie y transformadores desfasadores. Las
acciones preventivas tienden a proveer seguridad de suministro mediante el manejo de las
condiciones de operación (flujos, despachos máximos de unidades) redundancia y subutilización de la red. Por otro lado, las acciones correctivas tienden a manejar la infraestructura
del sistema en situaciones post-falla, permitiendo que en la condición normal pre-falla exista un
mayor y más eficiente uso de los recursos.
Como ejemplo de acciones correctivas, se pueden utilizar esquemas avanzados de protección
especial (SPS) entre un área exportadora y un área importadora del sistema. Los SPS permiten
la modificación de generación y demanda justo después de ocurrida una falla. Estos esquemas
son utilizados para mejorar la utilización de las instalaciones de transmisión existentes
mediante la habilitación de mayores transferencias de potencia en la situación pre – falla entre
zonas exportadoras e importadoras del sistema. Posterior a la ocurrencia de la falla en la línea
que conecta la zona exportadora con la zona importadora los SPS desconectan
automáticamente (o reducen rápidamente) bloques de generación en las zonas exportadoras
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7
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
con el fin de evitar sobrecargas en el sistema. La desconexión de generación en las zonas
exportadoras del sistema provoca desbalances entre generación y demanda en el sistema lo
cual debe ser restaurado mediante la desconexión de demanda o aumento en la generación en
la zona importadora. Por lo tanto, en este contexto los márgenes de reserva de las unidades
generadoras no solo pueden hacer frente a salidas de unidades de generación, sino que
también a salidas de circuitos de transmisión [4].
A pesar que los esquemas de desprendimiento de carga y generación pueden ser considerados
también como medidas correctivas de control, en el contexto de estándares de seguridad
determinísticos esto es fundamentalmente problemático debido a que el costo social de
realizar un desprendimiento de carga o generación en una situación post-falla no es comparado
directamente con el costo alternativo de acciones de control preventivo. Por lo tanto, bajo el
marco de estándares de seguridad determinísticos, la seguridad es provista por un conjunto
limitado de acciones post-falla (aquellas con costo cero). Esta limitación fundamental
demuestra que un estándar de seguridad determinístico por sí mismo no está bien adaptado
para evaluar los efectos de acciones post-contingencia debido a que sólo compara costos y
beneficios en la condición del sistema intacto (pre-falla) [3].
Por otra parte, un balance costo-beneficio de la realización de desprendimientos de carga (o
generación) como acción correctiva post-falla necesitará una medición probabilística del costo
asociado a la energía no suministrada esperada (o a las pérdidas esperadas en las ganancias de
un generador).
El problema de optimización a resolver para obtener los niveles óptimos de utilización o
redundancia en el sistema, bajo estándares determinísticos de seguridad, se expone en las
ecuaciones (1) – (8) el cual corresponde a un security constrained optimum power flow (SC-OPF)
[2][3]:
𝑚𝑖𝑛 𝐶0 ( 𝑥⃗0 , 𝑢
⃗⃗0 )
(1)
𝑔⃗0 (𝑥⃗0 , 𝑢
⃗⃗0 ) = ⃗⃗
0
(2)
⃗⃗0 (𝑥⃗0 , 𝑢
⃗⃗𝑙
ℎ
⃗⃗0 ) ≤ 𝐿
(3)
𝑔⃗𝑘𝑠 (𝑥⃗𝑘𝑠 , 𝑢
⃗⃗0 ) = ⃗⃗
0
(4)
⃗⃗𝑘𝑠 (𝑥⃗𝑘𝑠 , 𝑢
⃗⃗𝑠
ℎ
⃗⃗0 ) ≤ 𝐿
k = 1…c (5)
𝑔⃗𝑘 (𝑥⃗𝑘 , 𝑢
⃗⃗𝑘 ) = ⃗0⃗
k = 1…c (6)
⃗⃗𝑘 (𝑥⃗𝑘 , 𝑢
⃗⃗𝑚
ℎ
⃗⃗𝑘 ) ≤ 𝐿
k = 1…c (7)
|𝑢
⃗⃗𝑘 − 𝑢
⃗⃗0 | ≤ 𝛥𝑟⃗𝑘
k = 1…c (8)
Donde:
𝐶0 = Costo del sistema intacto (situación pre-falla).
𝑥⃗𝑘 = Vector de estado para la salida k (Ej. Nivel de tensión en todos los nodos).
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8
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
𝑢
⃗⃗𝑘 = Vector de variables de control para la salida k (Ej. potencia de salida unidades de
generación).
𝑥⃗𝑘𝑠 = Vector de estado justo después de la salida k y antes que el operador tenga tiempo de
ajustar las variables de control.
⃗⃗𝑠 , 𝐿
⃗⃗𝑚 , 𝐿
⃗⃗𝑙 = Corresponden a la capacidad que poseen los componentes de red para el corto,
𝐿
mediano y largo plazo. (Ej. Capacidad de línea).
𝛥 𝑟⃗𝑘 = Maximo ajuste permitido de las variables de control.
𝑘 = 0 corresponde a la situación intacta (pre – falla).
El número de contingencias analizadas (es decir, “c”) corresponde a las contingencias
consideradas creíbles para el sistema. Por otra parte, 𝑢
⃗⃗𝑘 = 𝑢
⃗⃗0 para acciones correctivas
costosas tales como desprendimientos de carga y generación ya que la ecuación (1) sólo
considera costos pre – falla.
Las ecuaciones (2), (4) y (6) representan las ecuaciones de flujo AC o DC y sus restricciones
mientras que las ecuaciones (3), (5), (7) y (8) tienen por objetivo prevenir resultados infactibles
considerando las capacidades de los componentes de red y los límites para las variables de
control.
En este contexto, el problema de planificación corresponde al balance entre los costos de
inversión en transmisión (anualizados) y el costo total de operación durante un año, como se
muestra en la ecuación (9).
⃗⃗𝑠 , 𝐿
⃗⃗𝑚 , 𝐿
⃗⃗𝑙 ) + ∑𝑛𝑖=1 𝐶0 (𝑥⃗0,𝑖 , 𝑢
min 𝐶𝑖𝑛𝑣 (𝐿
⃗⃗0,𝑖 ) 𝛥𝑇
(9)
Donde:
⃗⃗𝑠 , 𝐿
⃗⃗𝑚 , 𝐿
⃗⃗𝑙 = Corresponden ahora a las variables de control.
𝐿
𝐶𝑖𝑛𝑣 = Costo de inversión asociado a mejoras en transmisión.
𝑛 = Número de intervalos usados en la discretización temporal a lo largo del año.
𝛥 𝑇 = Largo del intervalo.
𝑖 = Condición operacional (corresponde a una instantánea de la demanda a lo largo del
sistema).
Debido a la presencia significativa de redundancia en el sistema, históricamente los sistemas
que se rigen por estándares determinísticos de seguridad han presentado una ausencia de
tecnologías avanzadas para monitorear, predecir, simular y controlar los sistemas en tiempo
real [2].
2.1.2 Estándares de seguridad probabilísticos
Los estándares de seguridad probabilísticos permiten la utilización de una mezcla completa
entre acciones preventivas y correctivas de control (incluyendo acciones costosas post-falla
tales como desprendimientos de carga y/o generación, por ejemplo, a través de esquemas SPS)
debido a que balancea de manera apropiada los costos del sistema en operación normal
(situación pre-falla) contra los costos esperados para condiciones post-falla asociadas a una
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9
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
amplia gama de posibles estados de interrupción. En otras palabras, estos criterios se
diferencian de los determinísticos en el sentido de que no son estrictos. En un criterio N-1
(estricto) no se permite que exista desconexión de carga para aliviar el sistema posterior a una
contingencia. En un criterio probabilístico se hace un balance económico entre la valorización
de la desconexión esperada y las instalaciones adicionales o redundantes necesarias.
Desde el punto de vista de estándares probabilísticos de seguridad, los niveles óptimos de
transferencia de potencia para una condición operacional dada corresponden a aquellos que
minimizan el costo total mediante un balance entre los costos de operación (tales como: costos
asociados a restricciones en transmisión y pérdidas) y el costo de la demanda no suministrada
esperada. Esto es llevado a cabo sobre un arreglo de estados de operación ponderados por sus
respectivas probabilidades de ocurrencia. Como resultado de esta optimización los niveles de
utilización y redundancia en la red serán eficientes y consiguen balancear los niveles de riesgo
asociados a esa condición de operación particular. Por otra parte, con respecto al diseño, los
estándares probabilísticos de seguridad minimizan la inversión óptima en transmisión contra
los costos operacionales y el costo asociado a demanda no suministrada. Dada la naturaleza
probabilística de los problemas de operación y planificación a resolver estos debiesen incluir un
rango de contingencias más allá de los criterios N – 1 y N – 2.
El problema de optimización a resolver para obtener los niveles óptimos de utilización o
redundancia del sistema, bajo estándares probabilísticos de seguridad, corresponde a un
probabilistic security optimum power flow (PS-OPF) y se expone en las ecuaciones (10) – (17)
(siguiendo la notación expuesta anteriormente) [2],[3] .
min 𝐶0 (𝑥⃗0 , 𝑢
⃗⃗0 ) + ∑𝑀
⃗𝑘 , 𝑢
⃗⃗0 , 𝑢
⃗⃗𝑘 )
𝑘=1 𝑝𝑘 𝐶𝑘 (𝑥
(10)
𝑔⃗0 (𝑥⃗0 , 𝑢
⃗⃗0 ) = ⃗⃗
0
(11)
⃗⃗0 (𝑥⃗0 , 𝑢
⃗⃗𝑙
ℎ
⃗⃗0 ) ≤ 𝐿
(12)
𝑔⃗𝑘𝑠 (𝑥⃗𝑘𝑠 , 𝑢
⃗⃗0 ) = ⃗0⃗
(13)
⃗⃗𝑘𝑠 (𝑥⃗𝑘𝑠 , 𝑢
⃗⃗𝑠
ℎ
⃗⃗0 ) ≤ 𝐿
k = 1…M (14)
𝑔⃗𝑘 (𝑥⃗𝑘 , 𝑢
⃗⃗𝑘 ) = ⃗0⃗
k = 1…M (15)
⃗⃗𝑘 (𝑥⃗𝑘 , 𝑢
⃗⃗𝑚
ℎ
⃗⃗𝑘 ) ≤ 𝐿
k = 1…M (16)
|𝑢
⃗⃗𝑘 − 𝑢
⃗⃗0 | ≤ 𝛥𝑟⃗𝑘
k = 1…M (17)
Donde:
𝐶𝑘 = Costo del estado de operación k.
𝑝𝑘 = Probabilidad de ocurrencia del estado de operación k.
𝑀 = Número total de contingencias posibles (distinto al enfoque determinista donde solo se
consideran aquellos eventos creíbles).
Por lo tanto, los eventos de alto impacto y poca probabilidad de ocurrencia son considerados
dentro del marco de estándares probabilísticos de seguridad y sus efectos correspondientes
son agregados a la función objetivo a través del costo de energía no suministrada.
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10
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Una característica importante de los estándares de seguridad probabilísticos radica en que los
costos de acciones correctivas post-contingencia tales como desprendimiento de carga y
generación son incluidos en la formulación y, por consiguiente, el estándar probabilístico puede
ofrecer niveles de utilización de red óptimos que permitan el balance apropiado entre los
costos de operación para el sistema intacto y los riesgos (costos) post-contingencia asociados a
demanda no suministrada.
En este contexto, el problema de planificación corresponde al balance entre los costos de
inversión en transmisión (anualizados) y el costo total de operación pre-falla (esperado) y postfalla durante un año como se muestra en la ecuación (18) (siguiendo la notación expuesta
anteriormente).
⃗⃗𝑠 , 𝐿
⃗⃗𝑚 , 𝐿
⃗⃗𝑙 ) + ∑𝑛𝑖=1[ 𝐶0 (𝑥⃗0,𝑖 , 𝑢
min 𝐶𝑖𝑛𝑣 (𝐿
⃗⃗0,𝑖 ) + ∑𝑀
⃗𝑘,𝑖 , 𝑢
⃗⃗0,𝑖 , 𝑢
⃗⃗𝑘,𝑖 )] 𝛥𝑇
𝑘=1 𝑝𝑘,𝑖 𝐶𝑘 (𝑥
(18)
Además, los estándares probabilísticos de seguridad tienen por objetivo valorar de manera
explícita los niveles de seguridad de suministro entregados en términos de la experiencia del
consumidor real medida a través de los costos de interrupción de demanda en cada área de la
red. Por consiguiente, la consideración explícita de los costos de energía no suministrada (o
cualquier otro índice de confiabilidad enfocado en el consumidor), en el marco de estándares
probabilísticos de seguridad, permite cuantificar el impacto de varias soluciones de inversión u
operación en la calidad de servicio entregada al cliente en cada área del sistema. Por lo tanto, la
cuantificación de niveles de confiabilidad locales puede ser utilizada como parámetro de
entrada para el operador y planificador del sistema en orden de mantener una confiabilidad
equitativa en el sistema.
2.1.3 Experiencia internacional
El interés por incorporar cada vez más energías renovables que permitan un desarrollo más
sustentable del sistema eléctrico, junto con nuevos avances en tecnologías de información y
comunicación (i.e. monitoreo, telecomunicación y control), ha originado diversos procesos de
re-evaluación de las prácticas de operación y diseño de los sistemas eléctricos. Una de las
principales preocupaciones en Europa es que las normas técnicas y criterios de seguridad, cuyo
marco conceptual se ha mantenido inalterable desde la década de los cincuenta, sean
inapropiadas para el desarrollo eficiente de los sistemas a futuro y representen una barrera
tanto para las energías renovables como para la incorporación de nuevas tecnologías de red,
especialmente las del tipo inteligente (denominadas así por su alto nivel de integración con
tecnologías de información y comunicación) [5].
En la gran mayoría de los sistemas eléctricos alrededor del mundo los estándares de seguridad
utilizados son de carácter determinístico (N – 1, N – 2 o una mezcla de ambos). Sin embargo, en
la actualidad los elevados niveles de redundancia de estos estándares están siendo
cuestionados, principalmente en cuanto a su eficiencia económica y a la luz de la penetración
de mayor energía renovable de característica variable. Es por esto que algunos sistemas han
llevado a cabo investigaciónes y cambios en su marco regulatorio con el fin de incluir
consideraciones probabilísticas y análisis de costo-beneficio (CBA) en sus estándares de
seguridad. Sin embargo, estas consideraciones han sido aplicadas mayormente en casos
particulares o en combinación con conceptos determinísticos.
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11
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Sin ir más lejos, existe un creciente interés por parte de la unión europea en explorar los
beneficios de aplicar estándares probabilísticos de seguridad, especialmente en el contexto de
facilitar la entrada de energías renovables no convencionales en los sistemas eléctricos [2]
En la Tabla 1 se presenta un resumen de los estándares de seguridad en cuanto a operación y
planificación de algunos países.
Tabla 1 Estándares de seguridad por país. Fuente: [2]
País
Seguridad en operación
N – 1 con relajación
probabilística
Seguridad en planificación
N – 1 con relajación
probabilística
Nueva Zelanda
N - 1 en el sistema central
N - k en sistema económico
con k obtenido según CBA
N - 1 en el sistema central
N - k en sistema económico
con k obtenido según CBA
Gran Bretaña
N–2
N–2
EEUU
N-1
N – 1 – 1 (considerando
una salida planeada)
Francia
N–1
N – 2 para doble circuito
N–1
N – 2 para doble circuito
España
N–2
N–2
Irlanda
N–1
N–1
Bélgica
N–2
N–2
Japón
N – 1 y N – 2 (en algunas
regiones)
N – 1 y N – 2 (en algunas
regiones)
Brasil
Relajación probabilística
N–1
Chile
El sistema neozelandés constituye un caso de interés, debido a que se rige por una combinación
de ambos enfoques: en primer lugar utiliza un enfoque netamente determinístico en el sistema
central (core network, el cual incluye todas las instalaciones de transmisión que operan en
voltajes nominales iguales o superiores a 66 [kV] [6]). El estándar determinístico utilizado
corresponde al criterio N – 1 el cual establece que el sistema neozelandés debe ser capaz de
hacer frente a la salida de un circuito de transmisión, un generador, un polo HVDC, una sección
de barra simple, un transformador de interconexión o un capacitor shunt, sin comprometer su
integridad ni realizar desprendimientos de carga [7]. Por otra parte, posee también un enfoque
económico (probabilístico) para el sistema completo asociado a la evaluación de los costos y
beneficios de las inversiones en seguridad. Ambos enfoques conviven en el sistema de
transmisión priorizandose el estándar determinístico N - 1 sobre el core network.
Según [6] el sistema neozelandés satisface los estándares de seguridad si: (a) Para el sistema
completo es razonable esperar que se alcancen niveles de seguridad iguales o superiores al
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12
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
nivel que se alcanzaría si todas las inversiones económicas en seguridad fueran realizadas
(estandar económico probabilístico), este nivel de seguridad debe ser alcanzado en cada punto
de retiro e inyección de la red. (b) Con todos los activos que razonablemente se espera que
estén en servicio, el sistema eléctrico puede mantenerse en un estado satisfactorio durante y
después de una contingencia creíble ocurrida en el sistema central (core network) (estándar
determinístico). Para (a) y (b) el nivel de seguridad y el estado esperado para el sistema
eléctrico deben ser evaluados utilizando un rango relevante de condiciones de operación
razonablemente posibles.
Es posible observar que el estándar económico probabilístico propuesto para el sistema
neozelandés depende fuertemente del concepto de inversiones económicas en seguridad el
cual hace referencia a inversiones en el sistema y en seguridad que satisfacen el grid investment
test definido para el sistema. El grid investment test corresponde escencialmente a un test
netamente enfocado en los beneficios cuyos objetivos radican en conseguir eficencia
económica para el sistema, velar por los intereses de los usuarios finales, balancear los costos
de varios niveles de seguridad contra el costo esperado de energía no servida y seleccionar
opciones en transmisión que maximicen los beneficios netos de los productores, distribuidores
y consumidores finales. Una propuesta de inversión económica en transmisión satisface el grid
investment test si se determina que, en comparación al resto de las alternativas, maximiza los
beneficios netos del mercado (o minimiza los costos netos) [8] .
2.1.4 Posiciones, ventajas y desventajas reportadas en la literatura
Pese a que existen diversas variaciones, la mayoría de los sistemas eléctricos se rigen, tanto en
operación como en planificación, por el estándar determinístico N – k desarrollado en los años
50s. Sin embargo, existen debates recientes asociados a actualizaciones y/o revisiones de estos
estándares debido a factores como [9]:
-
-
La necesidad de incorporar unidades de generación no convencionales tales como
energía eólica y energía solar fotovoltaica.
La necesidad de demostrar que las inversiones realizadas son eficientes y entregan el
mayor valor posible para los usuarios, es decir, proveen un balance correcto entre los
costos involucrados (pagados por los usuarios) y los beneficios que los usuarios reciben
de ellos, incluyendo mejoras en seguridad.
La necesidad de asegurar que los estándares de seguridad en operación y planificación
de los sistemas eléctricos no impone barreras de entrada innecesarias y no impiden la
conexión oportuna de nuevas unidades de generación o demanda.
Bajo este contexto, los estándares determinísticos de seguridad no proveen un marco
adecuado para la evaluación de los beneficios recibidos por lo usuarios del sistema derivados
de inversiones alternativas debido principalmente a [9] :
-
No existe una alineación cercana entre los costos de los proyectos en transmisión con
sus beneficios económicos esperados. Los estándares determinísticos de seguridad son
incapaces de reflejar los niveles de riesgo que los usuarios del sistema realmente
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13
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-
-
Informe Final
experimentan y, por lo tanto, no son capaces de evaluar inversiones en el sistema de
manera eficiente.
El grado de seguridad impuesto por los estándares determinísticos está lejos de ser el
óptimo en cualquier circunstancia particular debido a que el costo de proveer dichos
niveles de redundancia no son comparados con los beneficios en seguridad obtenidos.
No consideran la probabilidad de salida de los componentes del sistema, a modo de
ejemplo: las fallas en líneas de gran extensión son mucho más frecuentes que las fallas
en transformadores monitoreados, sin embargo, son tratadas como iguales. Por otra
parte, los estándares determinísticos de seguridad no consideran el impacto de
condiciones climáticas en el riesgo de falla de un componente. Esta información es
crítica al momento de evaluar los beneficios de una esquema alternativo de
reforzamiento en transmisión.
Finalmente, es posible desprender que los estándares determinísticos de seguridad
proporcionan niveles de confiabilidad inequitativos a lo largo del sistema y esto no puede ser
corregido única y exclusivamente mediante la utilización de conceptos deterministas [3].
Por otra parte, los estandares probabilísticos de seguridad proveen, conceptualmente, un
marco apropiado para cuantificar los costos y beneficios de alternativas de reforzamiento del
sistema en transmisión, dado que estos estándares cuantifican el beneficio económico de
reducir el riesgo de interrupciones de suministro dadas las distintas alternativas de inversión,
explicitan los niveles de riesgo operacional y proveen un marco para la comparación entre
soluciones sistémicas y soluciones no sistémicas (como generación y demanda flexibles) [9].
Desde una perspectiva ingenieril, no obstante, las críticas a los estándares probabilísticos son
multiples:
-
-
No existe estadística de probabilidad de falla y reparación de los componentes que
pueda ser creible para utilizar a futuro cuando existen cambios estructurales en la red
No existen modelos lo suficientemente avanzados para determinar en escalas de tiempo
cortas evaluaciones probabilísticas de seguridad del sistema
La aplicación de penalizaciones es ambigua, ya que no hay plena claridad acerca de
cuales son las responsabilidades del operador del sistema para mantener la seguridad
de suministro frente a una falla (sobre la cual puede ser eficiente cortar demanda)
Hasta ahora, no existe una medida de aversión y manejo del riesgo (siendo todos los
desarrollos basados en estándares neutros al riesgo), aunque hay esfuerzos recientes en
la literatura [10] .
La aplicación pura de estándares deterministicos o probabilisticos puede presentar desventajas
importantes que es posible corregir en la medida que se construya un estándar híbrido que
reconozca y trate de resolver los problemas de ambas filosofías. Existe también una tendencia
académica que plantea que es posible solucionar todos los problemas de los estándares
probabilísticos mediante otras medidas probabilísticas avanzadas, sin necesidad de recurir a
criterios deterministicos arbitrarios [10] .
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14
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
2.2 Índices de seguridad alrededor del mundo
Existen varios índices cuyo objetivo radica en cuantificar la confiabilidad del sistema con el fin
de permitir la posibilidad de tomar acciones correctivas para mejorar la seguridad y suficiencia
del sistema eléctrico. Con el objetivo de unificar los criterios de medición, IEEE publicó el
estándar 1336 en el año 1998, el cual define los índices de confiabilidad en sistemas SAIDI y
SAIFI, realizando leves actualizaciones a los criterios del estándar (principalmente asociados a
eventos extremos) en los años 2003 y 2012.
Según IEEE en [11] los índices se definen como:
-
SAIFI (System Average Interruption Frequency Index): Comúnmente utilizado como
indicador de confiabilidad en sistemas eléctricos. Se calcula según:
𝑺𝑨𝑰𝑭𝑰 = ∑
𝒊
𝝀𝒊 𝑵𝒊
𝑵𝑻
(19)
Donde:
𝜆𝑖 Corresponde a la tasa de falla en la zona i.
𝑁𝑖 Corresponde al número de clientes en la zona i.
𝑁𝑇 Corresponde al número total de clientes alimentados por el sistema.
El índice SAIFI posee unidades de interrupciones por cliente (durante el período analizado,
generalmente un año) y representa el número de veces que un cliente promedio experimenta
interrupciones de suministro dentro de la red analizada.
-
SAIDI (System Average Interruption Duration Index): Comúnmente utilizado como
indicador de confiabilidad en sistemas eléctricos. Se calcula según:
𝑈𝑖 𝑁𝑖
𝑺𝑨𝑰𝑫𝑰 = ∑
(20)
𝑁𝑇
𝑖
Donde:
𝑁𝑖 Corresponde al número de clientes en la zona i.
𝑈𝑖 Corresponde a la tasa de indisponibilidad de la zona i
𝑁𝑇 Corresponde al número total de clientes alimentados por el sistema.
El índice SAIDI posee unidades de tiempo, generalmente horas o minutos, por cliente (durante
el período analizado, generalmente un año) y representa el tiempo que permanece sin
suministro un cliente promedio dentro de la red analizada.
Para comprender ambos índices presentados previamente es necesario definir el concepto de
“cliente”. Según [11] cliente corresponde a un punto de servicio eléctrico medido para el cual
se establece una cuenta activa en una ubicación específica (por ejemplo: una casa). Por
consiguiente los índices presentados previamente son ciegos frente al tamaño y naturaleza del
consumo interrumpido.
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15
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Informe Final
En el estándar IEEE 1336 – 1998 se introduce también el concepto de eventos excepcionales,
concepto designado para la representación de eventos cuyas condiciones exceden los límites
razonables de operación y diseño del sistema eléctrico y, por ende, escapan de la capacidad de
control del operador de sistema.
Diversos son los sistemas eléctricos alrededor del mundo que realizan mediciones de estos
índices de confiabilidad, estos generalmente son presentados diferenciando los casos en que
los eventos excepcionales son incluidos y excluidos del cálculo. En las figuras siguientes (Figura
3 a Figura 6) se presentan algunos de estos índices. Es necesario destacar que los índices
expuestos en las figuras siguientes incluyen las interrupciones y eventos excepcionales
ocurridos en todo nivel de tensión en cada uno de los sistemas eléctricos.
Figura 3: SAIDI Salidas forzadas - incluyendo eventos excepcionales. Fuentes: ([12], [13] y [14]).
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16
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Informe Final
Figura 4: SAIDI Salidas forzadas - excluyendo eventos excepcionales. Fuentes:( [12], [13] y [14] ).
Figura 5: SAIFI Salidas forzadas - incluyendo eventos excepcionales. Fuentes: ([12], [13] y [14]).
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17
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Informe Final
Figura 6: SAIFI Salidas forzadas - excluyendo eventos excepcionales. Fuentes: ([12],[13] y [14] ).
Es necesario destacar que dada la generalidad con que el IEEE Std 1336 define el concepto de
evento excepcional, los sistemas alrededor del mundo han adoptado distintas definiciones para
este concepto dada su realidad particular con el fin de excluir ciertos eventos que escapan del
control del operador de sistema de su desempeño durante el período a analizar. A modo de
ejemplo: en Gran Bretaña se definen dos tipos de eventos clasificados como eventos
excepcionales; se definen los severe weather exceptional events que corresponden a
interrupciones de suministro debidas exclusivamente a mal clima y los one-off exceptional
events que corresponden a interrupciones de suministro que escapan del control del operador
tales como daño intencional a las instalaciones o robo de activos [15]. Por otra parte, el sistema
alemán no considera las interrupciones debidas a influencia atmosférica ni las interrupciones
provocadas por terceros como eventos exepcionales [12]. Por lo tanto, se desprende que los
índices no son directamente comparables entre un sistema y otro debido a, entre otras
razones, la diferencia en la definición de eventos excepcionales
Para ilustrar este efecto, es posible observar en las figuras anteriores el caso italiano, en
particular para 2003. Durante el 28 de septiembre de 2003 ocurrió un intenso black out de
aproximadamente 12 horas, provocado por severos daños en la interconexión entre Italia y
Suiza debido a una fuerte tormenta. Además, la caída de esta interconexión provocó la caída de
la interconexión entre Italia y Francia debido al aumento repentino en la demanda. Como se
observa en las figuras anteriores los índices del sistema italiano se vieron afectados por este
evento de manera importante: mientras que el índice SAIFI se incrementa desde 2,6 a 3,96
interrupciones por cliente durante el período al incluir los eventos excepcionales, el indicador
SAIDI aumenta desde 96,83 a 546,10 minutos de interrupción de servicio por cliente durante
2003 al incluir los eventos excepcionales. Así, es posible observar que la inclusión de estos
eventos (que escapan del control de los operadores de sistema) puede afectar fuertemente sus
índices de desempeño.
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18
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Informe Final
2.2.1 Casos específicos con índices desagregados
Diversos sistemas eléctricos alrededor del mundo realizan cálculos de los índices SAIDI y SAIFI
con desagregación por nivel de voltaje, con el objetivo de conocer el segmento en el que la falla
fue provocada. En las figuras siguientes (Figura 7 a Figura 10) se exponen algunas de estas
estadísticas. Es necesario destacar que los segmentos HV (High Voltage), MV (Medium Voltage,
equivalente a media tensión en Chile) y LV (Low Voltage) no corresponden exactamente a los
mismos niveles de voltaje para todos los sistemas, a modo de ejemplo: para el sistema italiano
las estadísticas de SAIDI y SAIFI para HV comprenden todas las fallas ocurridas en niveles de
tensión superiores a 35 [kV], para el sistema eléctrico francés comprenden todas las fallas
ocurridas en niveles de tensión superiores a 63[kV] mientras que para el sistema eléctrico
danés comprende las fallas ocurridas en niveles de tensión superiores a 25 [kV] [16].
Figura 7: SAIDI Salidas forzadas (excluyendo eventos excepcionales) - Desagregado por nivel de voltaje. Fuente:
[12].
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19
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Figura 8: SAIDI Salidas forzadas (excluyendo eventos excepcionales) - Desagregado por nivel de voltaje. Fuente:
[12].
Figura 9: SAIFI Salidas forzadas (excluyendo eventos excepcionales) - Desagregado por nivel de voltaje. Fuente:
[12].
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20
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Informe Final
Figura 10: SAIFI Salidas forzadas (excluyendo eventos excepcionales) - Desagregado por nivel de voltaje. Fuente:
[12].
Las diferencias mencionadas en la definición del nivel de tensión para el cálculo de las
estadísticas expuestas en las figuras anteriores se encuentran en la Tabla 2.
Tabla 2 Definición de los niveles de voltaje por sistema para el cálculo de SAIDI y SAIFI desagregado por nivel de
tensión. Fuente: [16]
Italia (2013)
HV
> 35 [kV]
MV
1 [kV] < MV ≤ 35 [kV]
LV
≤ 1 [kV]
Holanda (2013)
≥ 35 [kV]
1 [kV] < MV < 35 [kV]
≤ 1 [kV]
Hungría (2013)
≥ 120 [kV]
10 [kV] ≤ MV ≤ 35 [kV]
0,4 [kV]
Dinamarca (2011)
> 25 [kV]
6 [kV] ≤ MV ≤ 25 [kV]
≤ 1 [kV]
Francia (2013)
≥ 63 [kV]
15 [kV] ≤ MV ≤ 20 [kV]
≤ 1 [kV]
Irlanda (2010)
≥ 110 [kV]
10 [kV] ≤ MV ≤ 38 [kV]
≤ 1 [kV]
En la Tabla 3 se exponen los TSO (Transmission system operator) y los niveles de tensión que
operan en cada sistema.
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21
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Tabla 3 TSO por país y nivel de tensión que opera.
País
Italia (2013)
TSO
TERNA
Nivel de tensión
132 [kV] - 380 [kV]
Holanda (2013)
TenneT
220 [kV] - 380 [kV] 22
Hungría (2013)
MAVIR
220 [kV] - 750 [kV] 23
Dinamarca (2011)
ENERGINET
170 [kV] - 400 [kV] 24
Francia (2013)
RTE
50 [kV] - 400 [kV]
Irlanda (2010)
EIRGRID
110 [kV] - 400 [kV]
De la experiencia internacional expuesta en la presente sección (Figura 7 a Figura 10) junto con
lo descrito en las tablas anteriores (Tabla 2 y Tabla 3), es posible desprender que la estadística
internacional revisada demuestra que las redes eléctricas de alta tensión operadas por
operadores tipo CDECs presentan niveles de confiabilidad significativamente superiores a las
redes de media y baja tensión operadas por las compañías distribuidoras. La explicación de esto
se basa, principalmente, en dos razones: (1) las redes de mayor tensión, por diseño, cuentan
con exigencias más altas de seguridad (en términos de redundancia y tiempos de reconexión)
debido a que tienen una mayor carga asociada, cuya falla puede llevar a un colapso mayor del
sistema; y (2) los estándares de seguridad a nivel de transmisión de la mayoría de los países
analizados son determinísticos del tipo n – k (k= 1 o 2) como muestra la Tabla 1, lo que conlleva
a niveles importantes de redundancia en la red principal.
A modo de ejemplo es posible observar el caso del sistema eléctrico francés, donde un cliente
promedio sufre 68,1 minutos de interrupción de servicio durante 2013 de los cuales solo 2
minutos se deben a fallas ocurridas en el segmento de HV (de responsabilidad de un TSO), lo
que equivale a solo un 2,94 % del total. Por otra parte, en cuanto a frecuencia de interrupciones
de suministro, durante 2013 un cliente promedio sufre 0,87 interrupciones de las cuales solo
0,07 son provocadas por eventos originados en el segmento de HV, lo que implica que el 8,5%
de las interrupciones experimentadas por un cliente durante 2013 fueron debido a fallas
ocasionadas en el segmento de responsabilidad de un TSO. Es posible observar, por lo tanto,
que el sistema eléctrico francés posee altos niveles de seguridad de servicio en el segmento de
HV, el cual como se expone en las Tabla 2 y 3 corresponde a la gran mayoría del sistema de
transmisión operado por RTE, esto se debe (en parte) a los estándares de seguridad en
operación y planificación adoptados por el sistema francés. Como se expone en la Tabla 1, el
sistema francés es operado y diseñado bajo un criterio determinístico N – 1 y N – 2 para
circuitos dobles, por lo que existen niveles elevados de redundancia en el sistema, lo que
permite que el sistema de transmisión opere de manera casi continua a lo largo del año siendo
22
TenneT también es propietario y operador de algunas líneas de 150 [kV] en la zona de Zuid-Holland.
MAVIR opera también el 29 % de las instalaciones entre 150 [kV] y 200 [kV] y el 4% de las instalaciones entre 50
[kV] y 132 [kV].
24
ENERGINET opera también algunas líneas de 132 [kV] y 150 [kV].
23
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22
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
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responsable única y exclusivamente de 2 minutos de interrupción de suministro por cliente y de
0,07 interrupciones por cliente durante 2013.
Por otra parte, es posible observar también el caso del sistema eléctrico irlandés, donde un
cliente promedio sufre 82,1 minutos de interrupción de servicio durante 2010 de los cuales solo
8 minutos se deben a fallas ocurridas en el segmento de HV, lo que representa un 9,74% del
tiempo de interrupción total experimentado por un cliente. Por otra parte, en cuanto a
frecuencia de interrupciones de suministro, un cliente promedio experimentó 1,179
interrupciones de suministro durante 2010, de los cuales solo 0,161 se asocian a problemas
originados en el segmento de HV, lo que representa un 13,66% de las interrupciones
experimentadas por un cliente promedio. Por ende, es posible desprender que, al igual que el
sistema eléctrico francés, el sistema eléctrico irlandés posee altos niveles de seguridad de
servicio en su sistema de transmisión en comparación a los observados en el sistema de
distribución (responsable del 83,38% de las interrupciones sufridas por un cliente promedio del
sistema), esto se debe, principalmente a que el sistema eléctrico irlandés es operado y
planificado en base al criterio determinístico de N – 1 estricto (Tabla 1), por ende, existen
niveles de redundancia en el sistema lo que permite que éste opere de manera constante
durante casi todo el año, siendo responsable única y exclusivamente del 9,74% del tiempo de
interrupción de un cliente promedio y del 13,66% de las interrupciones de suministro
experimentadas por un cliente promedio.
2.3 Esquemas de incentivos/penalizaciones y estándares avanzados
2.3.1 Esquemas de incentivos/penalizaciones
Con el fin de incentivar mejoras en el desempeño de los distintos operadores de red y en la
calidad de servicio recibida por el cliente, distintos entes reguladores han creado mecanismos
de incentivos para los operadores de red dentro del sistema, basados en diversos criterios.
Como se puede observar en las Figura 7 a Figura 10, la gran mayoría de las interrupciones de
suministro ocurren a nivel de redes de distribución, es por esto que son muchos los sistemas
que aplican esquemas de incentivos/penalizaciones sobre los DNO (Distribution Network
Operators), algunos de esto esquemas son presentados a continuación.
En Gran Bretaña, OFGEM (regulador sector eléctrico en Gran Bretaña) creó en 2001 un
mecanismo conocido como: Interruptions Incentive Scheme (IIS), el cual básicamente consiste
en un mecanismo de incentivo para alentar a los operadores de redes de distribución a mejorar
su desempeño mediante la fijación de objetivos para el número de interrupciones y su duración
basados, entre otros factores, en el desempeño histórico de los operadores involucrados.
Finalmente, los operadores de red reciben recompensas o penalizaciones financieras en base a
su desempeño anual con respecto a los objetivos fijados. Dentro del IIS se fijan objetivos para
el desempeño de los operadores en cuanto a salidas forzadas y a salidas planeadas, así como
también se fijan los umbrales a partir de los cuales la ocurrencia de eventos excepcionales
(severe weather & one-off exceptional events) se descuentan de los indicadores de desempeño
del operador de red [14]. Esto se enmarca dentro del nuevo marco regulatorio RIIO que se
detalla al final de este capítulo.
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23
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
En Australia, AER (regulador sector eléctrico australiano) contempla en su regulación un
esquema de incentivos análogo al IIS existente en Gran Bretaña, el cual fija objetivos de
desempeño para cada operador de redes de distribución en cuanto a interrupciones y la
duración de estas. Por otra parte, considera además un estándar de condiciones mínimas para
el servicio experimentado por el consumidor, denominado GSL (Guaranteed Service Level), el
cual contempla esquemas de penalizaciones para los operadores que no cumplan con los
estándares requeridos [14].
Por otra parte, el sistema alemán contempla un esquema de incentivos desde 2009, el cual
consiste en fijar objetivos particulares para cada operador, al igual que en Australia y Gran
Bretaña; sin embargo, los incentivos/penalizaciones son calculadas en base a un método
macroeconómico que define un precio para la calidad de servicio (€ 0,18 por minuto de
interrupción por cliente durante el período 2012 – 2013), metodología no observada en los
esquemas anteriores los cuales calculan los incentivos/penalizaciones como un porcentaje del
negocio de cada operador en particular [16].
Finalmente, es posible desprender que, en general, los esquemas de incentivos/penalizaciones
para operadores de sistemas de distribución se asocian al cumplimiento/incumplimiento de
objetivos fijados asociados principalmente a los índices de confiabilidad expuestos
anteriormente (SAIDI, SAIFI o sus análogos en UK CI y CML).
Sin ir más lejos, si bien la mayoría de los esquemas de incentivos/penalizaciones son diseñados
para mejorar el desempeño de los operadores de redes de distribución (debido a que la gran
mayoría de las interrupciones ocurren en sistemas de distribución) existen también esquemas
de incentivos/penalizaciones orientados hacia los operadores de redes de transmisión. Algunos
de estos esquemas son presentados a continuación.
En Gran Bretaña, OFGEM obliga al TSO a entregar reportes asociados al nivel de ENS (Energy
not supplied) para cada año. Un nivel objetivo de 316 [MWh] de ENS por año es establecido. El
monto del incentivo corresponde a £ 16.000 por [MWh], es decir, por cada [MWh] que el TSO
reporte por bajo el umbral recibe £ 16.000 y por cada [MWh] de ENS que el TSO reporte por
sobre el umbral incurre en una penalización de £ 16.000. Esta propuesta considera exclusiones
sobre el nivel de ENS tales como: la ENS asociadas a conexiones establecidas a elección del
cliente o eventos de duración menor o igual a 3 minutos. Los eventos asociados a condiciones
de climáticas extremas no son excluidos directamente si no que quedan en manos del
regulador para analizar las particularidades del caso y dirimir si deben ser excluidos o no del
esquema [17].
En Australia, AER creó un Service Target Incentive Scheme que provee esquemas de incentivos
para los operadores de redes de transmisión con el fin de mejorar el desempeño del sistema. El
esquema planteado consta de tres componentes: en primer lugar, una componente de servicio,
la cual fija objetivos de desempeño asociados a la frecuencia de interrupción de suministro, la
duración de las interrupciones y el número de salidas no planeadas ocurridas en el sistema.
También cubre fallas en equipos de control y protecciones. Los desempeños obtenidos por
sobre (bajo) los objetivos establecidos conllevan a una penalización (incentivo) que alcanza el
1% de los ingresos regulados del sistema. En segundo lugar, una componente de impacto de
mercado, la cual alienta al operador del sistema de transmisión a mejorar sus prácticas en
orden de reducir las congestiones en la red. El operador puede optar a un incentivo de hasta el
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24
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
2% de los ingresos regulados si elimina todos los eventos de salidas relevantes con un impacto
de mercado de más de 10 [USD] por [MWh]. Finalmente, en tercer lugar, una componente de
capacidad de red la cual ofrece un incentivo de hasta el 1,5% de los ingresos regulados. Los
pagos se encuentran disponibles como fondos para financiar proyectos de una sola vez
asociados a mejoras en capacidad, disponibilidad y confiabilidad de hasta 5.000.000 [USD]. Los
proyectos son priorizados en base a criterios de precio-calidad recibida por los clientes. De no
cumplir los objetivos establecidos el operador puede incurrir en penalizaciones de hasta el 2%
de las ganancias del negocio regulado [14].
En Italia, AEEG (regulador sector eléctrico italiano) creó un esquema de incentivos el cual es
determinado a través de tres índices los cuales entregan medidas de continuidad de suministro
a través del número de interrupciones, su frecuencia y su distribución territorial (sin
consideración de aquellas interrupciones causadas por eventos climáticos, emergencias o
salidas programadas). El esquema tiene dos objetivos principales, en primer lugar busca reducir
el número de salidas ordinarias que ocurren en el sistema de transmisión y, en segundo lugar,
la prevención y mitigación de incidentes mayores (considerados como aquellas fallas que
conllevan más de 250 [MWh] de energía no suministrada por un período superior a 30
minutos). Los índices considerados en el esquema de incentivos italiano corresponden a [18]:
-
ENSS (Energy Not Suplied Standard)
NOU (Number of Outages per User)
ACO (Amount of Customers without Outages)
Mientras que los incentivos asociados se calculan como:
Incentivos/penalizaciones en cuanto a ENNS:
(𝐿𝐸𝐸𝑁𝑆𝑆 − 𝐿𝑂𝐸𝑁𝑆𝑆 ) ∗ 𝐶𝐸𝑁𝑆𝑆
(21)
Donde:
𝐿𝐸𝐸𝑁𝑆𝑆 = Valor actual de ENSS
𝐿𝑂𝐸𝑁𝑆𝑆 = Objetivo impuesto para ENSS (su valor asegura un 2% de reducción en ENS
anual)
𝐶𝐸𝑁𝑆𝑆 = Costo de ENSS (energía no suministrada)
Incentivos/penalizaciones en cuanto a NOU:
(𝐿𝐸𝑁𝑂𝑈 − 𝐿𝑂𝑁𝑂𝑈 ) 𝐶𝑁𝑂𝑈 ∗ 𝑃𝑖𝑗
(22)
Donde:
𝐿𝐸𝑁𝑂𝑈 = Valor actual de NOU
𝐿𝑂𝑁𝑂𝑈 = Objetivo impuesto para NOU
𝐶𝑁𝑂𝑈 = Costo de energía no suministrada durante salidas
𝑃𝑖𝑗 = Potencia promedio transmitida por el operador de sistema
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25
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
-
Informe Final
Finalmente, si el operador de sistema de transmisión cumple los objetivos impuestos
sobre ENSS y NOU simultáneamente, los incentivos son ponderados por un factor igual
a:
1 + 2 ∗ max{𝐿𝐸𝐴𝐶𝑂 − 𝐿𝑂𝐴𝐶𝑂 ; 0 }
(23)
Donde:
𝐿𝐸𝐴𝐶𝑂 = Valor actual de ACO
𝐿𝑂𝐴𝐶𝑂 = Objetivo impuesto para ACO
Finalmente, de la experiencia internacional revisada, se desprende que los estándares de
seguridad (en su mayoría determinísticos; Tabla 1) también van acompañados de un marco
regulatorio más completo que establece incentivos (y/o penalidades) sobre el desempeño en
cuanto a los índices utilizados para medir la seguridad de suministro (e.g SAIDI, SAIFI, ENS).
2.3.2 Estándares avanzados
2.3.2.1 VaR (Value at Risk) y CVaR (Conditional Value at Risk)
En el marco de estándares probabilísticos de seguridad en sistemas eléctricos, comúnmente se
introduce el concepto de costo de energía no suministrada esperada el cual constituye una
variable fundamental en la operación y planificación debido a que se asocia al riesgo existente
dentro del sistema eléctrico y, hasta qué punto es económicamente eficiente asumir aquel
riesgo en la operación y/o realizar nuevas inversiones en transmisión. Dado esto, se puede
definir una segunda medida para la cuantificación de riesgo en sistemas eléctricos ante eventos
extremos. Así, para los estudios de confiabilidad y resiliencia se ha planteado recientemente el
uso del CVaR (Conditional Value at Risk) [19].
∞
∫
Mean= x f(x) dx
f(x)
-∞
∞
∫
CVaR= x f(x) dx
VaR
∞
A=
∫ f(x) dx
VaR
A=1-α
Mean VaR CVaR
(expected energy not
supplied, EENS)
x=ENS
Figura 11: Curva VaR y CVaR [10].
Como se observa en la Figura 11 (y en Anexo A), CVaR corresponde al valor esperado de la
energía no suministrada bajo los eventos con mayor pérdida de carga. Esto permite un enfoque
de la medida de riesgo en los peores eventos más que en los eventos promedios (como
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26
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
históricamente lo realiza el EENS) y la mejora del CVaR puede tener importantes consecuencias
en la resiliencia del sistema y su confiabilidad ante eventos catastróficos. Por esta misma razón,
es posible utilizar el CVaR para tener una mejor cuantificación de los efectos de eventos de alto
impacto y baja probabilidad (HILP) [3] que son generalmente despreciados de los análisis de
seguridad de suministro.
2.3.2.2 WSC (Worst Served Customer)
Existe un concepto asociado a que los estándares determinísticos de seguridad son “justos”
debido a que los consumidores son tratados de manera “equitativa” en términos de la
redundancia provista en las instalaciones. En la Figura 12 es posible observar cuan variable son
los indicadores de desempeño en cuanto a confiabilidad para más de 45.000 transformadores
de distribución a lo largo de la red de MV del sistema eléctrico en Gran Bretaña. Un número
importante de estos experimentan más de 5 interrupciones con más de 18 horas al año de
interrupción de servicio con probabilidad superior a 0,5 (i.e, 50%). Sin embargo, para la mayoría
de los puntos expuestos en la curva, la frecuencia y la duración de las interrupciones es
relativamente baja. Por lo tanto, se observa que pese a que la red se encuentra diseñada de
acuerdo a estándares determinísticos de seguridad, la calidad de servicio experimentada por
cada cliente particular varía ampliamente [3].
Figura 12: Desempeño en cuanto a confiabilidad muestra de más de 45.000 transformadores de
distribución. Fuente: [3].
Dado lo expuesto en la Figura 12, en Gran Bretaña, OFGEM ha creado un esquema de incentivo
o estándar avanzado denominado worst served customer, orientado principalmente a los
operadores de sistemas de distribución. El esquema WSC fue diseñado para reducir el número
de interrupciones experimentadas por aquellos clientes que reciben un nivel inusualmente
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27
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
pobre de servicio por parte del operador del sistema de distribución. Este esquema funciona en
adición al IIS descrito anteriormente, procurando orientarse hacia los clientes que no son
atendidos adecuadamente por el IIS (como por ejemplo, clientes que viven en zonas poco
pobladas donde una interrupción afecta a un pequeño número de clientes). Según el estándar
un cliente califica como “worst served customer” si experimenta en promedio al menos cuatro
interrupciones de alto voltaje por año durante los últimos tres años, es decir, doce
interrupciones en los últimos tres años o un mínimo de tres interrupciones de alto voltaje por
año en el período de tres años. El mecanismo funciona como un fondo de carácter “use it or
lose it” que alcanza los £ 76,5 millones el cual es repartido entre los operadores de los sistemas
de distribución en base a la cantidad de clientes catalogados como “worst served customers”
dentro del área de cada distribuidor. Cada distribuidor deberá proponer una reducción
porcentual en cuanto a las interrupciones sufridas por los “worst served customers” existentes
en su zona, los clientes deben ser informados de las mejoras que realizará el operador y, a
partir de la implementación de estas mejoras los resultados deberán ser monitoreados durante
los próximos tres años. Los fondos son adjudicados por los operadores de sistemas de
distribución bajo un criterio ex-post, por lo tanto, luego de finalizado el período se analiza si los
objetivos impuestos por el operador del sistema de distribución en cuanto a mejoras en la
calidad de servicio de los worst served customers son alcanzados con las inversiones realizadas;
de ser así los operadores recibirán incentivos calculados en base al NTV (Net Present Value) de
las inversiones realizadas (con un máximo limitado a £ 1.000 por worst served customer), si la
meta propuesta por el operador del sistema de distribución no es alcanzada existe la
posibilidad para el operador de demostrar que los beneficios esperados serán alcanzados a
largo plazo bajo el esquema implementado, de no ser así el distribuidor no podrá acceder al
fondo dado el incumplimiento de las mejoras autoimpuestas en el corto y largo plazo [15][21].
Es posible desprender que este tipo de iniciativas permiten mejorar la calidad de suministro no
sólo en términos promedios, sino que también en términos de su dispersión. Por otra parte,
existen también otros sistemas que han adoptado esquemas análogos al worst served customer
británico dentro de su regulación como el sistema eléctrico australiano [14] y el sistema
eléctrico portugués [12].
2.3.2.3 RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Outputs)
Para la integración de ERNC a gran escala en los distintos sistemas será necesaria la realización
de importantes inversiones en redes de transmisión. Dichas inversiones deben venir
acompañadas de otras medidas para entregar capacidad de transmisión (nuevas tecnologías y
servicios) y así aumentar los niveles de competencia y de acceso a la red de manera más
eficiente. Para esto, el marco tarifario debe reconocer los servicios que presta la transmisión
(capacidad de conexión, de transporte, entre otros) y no sólo remunerar en base a activos
invertidos dado que las inversiones en transmisión deberán adoptar un rol más proactivo y con
una visión de largo plazo [22].
En Gran Bretaña, históricamente el marco tarifario se diseñó según el modelo RPI – X el cual se
basa en remunerar a las compañías según activos invertidos, situación observada en gran parte
de los sistemas eléctricos en la actualidad en el mundo. Bajo el esquema RPI – X las compañías
son remuneradas por la realización de inversiones en el sistema sin importar el beneficio real
que éstas traen consigo a la totalidad del sistema o a la calidad de servicio recibida por el
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28
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
consumidor final. En vista y consideración de lo anterior OFGEM decidió, durante su último
periodo de Price Review Control, implementar un nuevo marco tarifario denominado RIIO
(Revenue = Incentives + Innovation + Outputs) el cual establece que las compañías deben ser
remunerada en base a outputs. Según OFGEM, RIIO fue diseñado con el fin de proveer
beneficios reales para los consumidores; proporcionando fuertes incentivos a las compañías
para permitir el desarrollo de un sector energético renovable y sustentable a menor costo del
que se hubiese hecho de mantener el marco anterior (RPI – X). El esquema RIIO se expone en
detalle en la Figura 13.
Figura 13: Esquemático RIIO. Fuente: [22].
Como es posible desprender de lo expuesto anteriormente y del esquemático presentado en la
Figura 13, el nuevo régimen tarifario RIIO establece incentivos claros a la mejora de una serie
de servicios asociados a la transmisión (incluyendo la seguridad de suministro), dejando atrás la
tarificación meramente basada en una tasa de rentabilidad sobre la inversión. Remunerar en
función de los servicios prestados (outputs) en lugar de en función de las inversiones realizadas
representa un cambio de paradigma importante, donde el inversionista prefiere invertir en las
mejores tecnologías para entregar el servicio de transporte y no necesariamente en nuevas
líneas que pueden presentar un costo más elevado en comparación con equipos FACTS,
esquemas de control, comunicación, monitoreo, etc.
El objetivo principal del esquema RIIO recae en incentivar a las compañías a jugar un rol
preponderante en la obtención de un sector energético renovable y sustentable haciendo esto
de manera que entregue el mayor valor monetario posible para los consumidores finales. Para
esto el esquema propone remunerar a aquellas compañías que demuestran proveer los
servicios que traen consigo un valor para el consumidor final y para las necesidades de la matriz
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29
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
asociadas a la “des-carbonización” del sector. Aquellas compañías que no demuestren proveer
este tipo de servicios serán penalizadas. Se estima que el esquema RIIO ahorrará £ 1 billón en el
primer período de control a los usuarios finales con respecto a la situación actual bajo el marco
anterior [23].
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30
3 Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de
operación
El presente capítulo tiene por objetivo exponer la revisión realizada asociada a las prácticas y
tecnologías avanzadas, tanto en transmisión eléctrica como en comunicaciones, control y
monitoreo (llamadas ICT por su nombre en inglés: Information and Communication
Technologies), implementadas en redes eléctricas con el fin de obtener una operación más
segura y económica. En primer lugar se presenta una breve visión general para luego exponer el
estado del arte asociado a las distintas prácticas y tecnologías revisadas junto con ejemplos de
aplicaciones, reportados en la experiencia internacional. Finalmente, se presenta una sección
dedicada a los riesgos identificados en la aplicación de tecnologías de red avanzadas y nuevas
medidas operacionales.
3.1 Visión general
Durante los últimos 20 años, el desarrollo y la aplicación de nuevas tecnologías de red, tales
como: tecnologías de información y comunicación, sistemas especiales de protección, técnicas
de control coordinado de tensión, uso de tecnologías avanzadas de información y
comunicación, sistemas de vigilancia y control de área amplia, sistemas flexibles de red,
técnicas avanzadas de evaluación dinámica de seguridad, control automático de generación,
respuesta de la demanda, uso de sistemas de almacenamiento, así como también evaluación
dinámica de líneas de transmisión, han demostrado que la capacidad ociosa del sistema de
transmisión (asociada a los márgenes para lograr una operación segura) puede ser aprovechada
de mejor manera para el beneficio de los usuarios de la red. Esto podría conducir a posponer o
incluso eliminar la necesidad de realizar refuerzos en la red de transmisión (inversiones
intensivas en capital asociadas a nuevos activos de transmisión), sin que se ponga en peligro la
seguridad de suministro [1].
Desde la década de los 90s se han realizado una serie de trabajos (sobre todo en las últimas tres
conferencias CIGRE) informando acerca de la operación exitosa y confiable resultante de la
implementación de soluciones non-network25, la mayoría de ellas utilizadas para aumentar la
capacidad de la red de transmisión existente y minimizar el uso de refuerzos costosos en países
como Canadá, Brasil, Suecia y Noruega.
25
Soluciones non-network hacen referencia a aquellas soluciones que pueden entregar capacidad adicional de
transporte a la red eléctrica sin necesidad de hacer inversiones en activos de transformación y circuitos de
transmisión, sino que más bien en nueva tecnología flexible (FACTS – Flexible AC Transmission System) e
inteligencia de control.
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31
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Recientemente, se ha demostrado a través de diversos estudios técnico-económicos que existe
una gran variedad de soluciones non-network basadas tanto en aplicaciones de control
correctivo avanzado como en medidas operacionales, las cuales podrían aumentar
significativamente los niveles de capacidad de transferencia, disminuir las congestiones y
aumentar los niveles de seguridad, sin la necesidad de hacer refuerzos costosos de transmisión
[2] y [3].
En las secciones siguientes se presenta el estado del arte asociado a las tecnologías de red
utilizadas a nivel internacional y se analizan varios casos de aplicación que ilustran el uso de
soluciones non-network. Además de discutir los beneficios de las soluciones non-network, al
final de este capítulo se presenta una sección con el estado del arte ligado a los riesgos
asociados a la proliferación de soluciones basadas tanto en tecnologías de redes inteligentes
como en medidas operacionales avanzadas.
3.2 Sistemas de monitoreo y control de área amplia
Los sistemas de monitoreo de área amplia (WAMS, Wide Area Monitoring Systems) basan su
operación en nuevas tecnologías de adquisición de datos fasoriales. Estos sistemas permiten
monitorear la condición de los sistemas de transmisión de manera global, con el propósito de
detectar y enfrentar eventos de inestabilidad en la red. Las unidades de medición fasorial
(PMU, del inglés Phasor Measurement Unit) recogen y almacenan información asociada a
corriente, voltaje y frecuencia en lugares seleccionados del sistema interconectado con una
tasa de captura de datos del orden de milisegundos. Las mediciones incluyen información
relativa a magnitud y fase de la señal y se encuentran sincronizadas temporalmente a través de
sistemas de posicionamiento global (GPS), con una precisión de microsegundos. Los fasores
medidos en un mismo instante a lo largo del sistema proveen información relacionada al punto
de operación de los nodos monitoreados. A través de la comparación de los puntos de
operación provistos por la red de medición es posible observar el estado estacionario y
dinámico de la redes de transmisión y sub-transmisión. De este modo se establece un
monitoreo dinámico de nodos y áreas críticas del sistema, constituyéndose un sistema de
advertencia temprano que contribuye a incrementar la confiabilidad del sistema, al evitar la
diseminación de perturbaciones de área amplia y al optimizar el uso de activos de la red.
En base a una red de monitoreo de área amplia se pueden establecer estructuras de control de
sistemas de potencia con un alcance equivalente, conocidos como sistemas de control de área
amplia, WACS por sus siglas en inglés (Wide Area Control Systems). De igual modo, es posible
establecer funciones de análisis avanzado en base a las WAMS, como los estabilizadores de
sistemas de potencia, PSS del inglés Power System Stabilizers, que corresponden a sistemas de
amortiguamiento de oscilaciones en la red utilizados ampliamente por operadores de sistema,
pero sólo a nivel local. Estos sistemas permiten hacer un seguimiento del estado operacional
del sistema a través de la información entregada por los PMU, lo cual posibilita detectar
oscilaciones de baja frecuencia presentes en la red [27]. La función de análisis del PSS da cuenta
del estado de oscilación, a través de la cuantificación de los modos de oscilación asociados,
permitiendo ejecutar maniobras de amortiguamiento haciendo uso de centrales de generación
específicas u otros equipos de red. La aparición de WAMS ha permitido extender el uso de PSS
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32
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
locales [26], a través de la sintonización apropiada de sus parámetros, para lograr
amortiguamiento de oscilaciones a nivel inter-área.
3.2.1 Experiencia internacional
3.2.1.1 Experiencia del Sistema de potencia del oeste de EEUU en el control de voltaje
de área amplia
El sistema de control de estabilidad y tensión de área amplia en el sistema de potencia del
oeste de EEUU [14][15] utiliza acciones discontinuas para la estabilización del sistema eléctrico.
El sistema de control incluye mediciones fasoriales en gran cantidad de subestaciones,
comunicaciones con fibra óptica, computación determinística en tiempo real y señales de
control para el accionamiento de interruptores ubicados en múltiples subestaciones y centrales
de generación.
Los WACS aprovechan los avances en comunicación y computación digital/óptica. Las ventajas
específicas incluyen:
 Control para ejecutar salidas de operación frente a condiciones no cubiertas por los
sistemas de control directo, como por ejemplo SPS.
 Posible simplificación de la operación de sistemas con condiciones cambiantes;
actualmente los operadores están obligados a reducir las transferencias de potencia
cuando ocurren situaciones no estudiadas con antelación.
 Plataforma abierta, flexible y altamente confiable, la cual permite un control y
monitoreo de bajo costo, incluyendo el control continuo de área amplia.
 Observabilidad y control mejorados en comparación con control local. Control
discontinuo reduce la exposición a interacciones adversas.
 Proveen un incremento en la confiabilidad de operación al mismo tiempo que aumentan
la capacidad de transferencia de potencia a lo largo del sistema.
 Se considera el efecto de la incertidumbre en las simulaciones cuyos resultados son
utilizados para determinar límites y reglas de operación.
 Potencial futuro debido a reducciones de costos de las tecnologías asociadas y avances
adicionales en TI (Tecnologías de Información). Potencial para la aplicación en redes
enmalladas, así como también en corredores simples. Es posible extender las señales de
control de entrada/salida en áreas geográficas amplias, tal como se verifica para el
sistema de potencia del oeste de EEUU.
3.2.1.2 Experiencia en monitoreo de área amplia en Noruega [28]
En Noruega se han realizado pruebas (Statnett, en conjunto con Sintef y ABB) para utilizar
WAMS en la red de 420 kV con el fin de combinar elementos de medida y actuación para lograr
una operación de red más segura, reportándose comportamientos mejorados en el control de
estabilidad de pequeña señal.
La información de los PMU que componen la WAMS, tiene una tasa de actualización superior a
aquella obtenida en el sistema SCADA, lo cual posibilita que el operador pueda identificar de
manera más rápida los fenómenos que se están desarrollando globalmente en la red,
permitiendo así ejecutar medidas paliativas antes de que estos fenómenos de inestabilidad
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33
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
puedan desembocar en apagones de gran escala. Dentro de los resultados reportados por el
trabajo conjunto en el marco del proyecto noruego se destaca:





La información en línea y la evolución de señales complejas no resultan muy útiles para
el operador, debido a que éste no tiene tiempo para analizar y utilizar la información de
manera efectiva, particularmente frente a situaciones complejas de operación.
La información que cuantifica la presencia y las características de las oscilaciones es útil.
Alarmas simples de aviso de existencia de oscilaciones son útiles para el operador.
Cálculo en línea de flicker en alta tensión es útil en algunas subestaciones.
La disponibilidad de medidas altamente detalladas es muy útil para el análisis off-line expost, incluyendo la validación de modelos de control.
La mayor ventaja de las WAMS radica en la posibilidad de tomar acciones de control y
protección basadas en medidas de alta resolución. En Noruega actualmente existen PSS
implementados con medidas a nivel local, los cuales –sin embargo– no proveen buena
observabilidad para la detección de modos críticos de oscilación inter-área. En este contexto, se
realizaron simulaciones considerando el sistema interconectado de los países nórdicos,
presentado en la Figura 14, para determinar si medidas globales obtenidas a través de los PMU
mostrados en la figura pueden proveer mejores señales de control para un uso más eficiente
del compensador estático de reactivos (SVC por sus siglas en inglés) presente en el sistema (en
la ubicación expuesta en la Figura 14).
Figura 14: Sistema interconectado de Noruega y Suecia. Posición de PMU críticos y sistema de compensación SVC.
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34
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Para ello se sintonizaron los PSS en base a un análisis de controlabilidad y observabilidad, de
manera de amortiguar modos específicos de oscilación (0,33 y 0,48 Hz). Se simuló la salida de
operación de una línea crítica en el sistema, y se pudo observar que el sistema de monitoreo de
área amplia, en conjunto con la actuación del SVC, logra amortiguar la oscilación, al contrario
del sistema sin la operación del WAMS-PSS, el cual conduce a oscilaciones crecientes.
3.3 Evaluación dinámica de seguridad
Tradicionalmente, la operación segura se ha logrado principalmente a través de análisis off-line
utilizando predicciones como fuente de información para la operación posible del sistema. En el
nuevo contexto, con alta penetración de energías renovables variables, este enfoque ha
demostrado ser inadecuado y, a menudo, poco práctico. Como resultado de ello se han
desarrollado técnicas de evaluación on-line de seguridad dinámica (DSA, del inglés Dynamic
Security Assesment), a través de las cuales se obtiene la condición de operación actual del
sistema y son utilizadas para llevar a cabo evaluaciones de la seguridad. Este enfoque reduce la
necesidad de predicción en relación a las condiciones del sistema y, por lo tanto, se espera que
proporcione una evaluación más precisa de éste. Sin embargo, puesto que todos los datos
deben ser asimilados en tiempo (casi) real, y que los cálculos deben llevarse a cabo de forma
automática, con poca o ninguna intervención humana (y en un intervalo de tiempo muy
limitado), el desarrollo de DSA en línea tiene muchos desafíos. Dependiendo de la naturaleza de
un sistema, el alcance de DSA puede ser muy amplio, incluyendo la evaluación de la seguridad
transitoria (TSA por sus siglas en inglés), la evaluación de la seguridad de tensión (VSA), la
evaluación de la seguridad de pequeña señal (SSSA) y la evaluación de la seguridad de
frecuencia (FSA).
3.3.1 Experiencia internacional
A partir de las experiencias internacionales que se resumen en la Tabla 4, la funcionalidad de la
sala de control del sistema brasileño se considera particularmente avanzada en materia de
análisis dinámico de seguridad. Del mismo modo, se utilizan aplicaciones avanzadas en los
sistemas de potencia de Nueva Zelanda, China y PJM (EEUU). Actualmente el sistema brasileño
es el único caso internacional que comprende todas las aplicaciones de DSA.
Tabla 4 Prácticas internacionales con salas de control inteligentes
País
Ubicación / Compañía / Proyecto
TSA
NEMMCO

Bosnia - Herzegovina
NOS


Brasil
ONS


Australia
VSA
Alcance
SSSA
(BM
)

FSA
26


26
BM da cuenta que la evaluación dinámica de señal pequeña se realiza basado en medidas directas de las
variables del sistema, en contraposición a aquellos sistemas –que si bien también utilizan medidas– se basan en los
resultados del estimador de estado del sistema para realizar la evaluación dinámica de seguridad de pequeña
señal.
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35
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Canadá
BCTC


Canadá
Hydro-Quebec


China
Beijing Electric Power Corp.

China
CEPRI

China
Guangxi Electric Power Corp.


Fingrid


Grecia
Hellenic Power System


Irlanda
ESB


Omases Project


TEPCO


Tenaga Nasional Berhad


Transpower


Panamá
ETESA


Rumania
Transelectrica


Unified Electric Power System


SEC


ESKOM


EEUU
PJM


EEUU
Southern Company

EEUU
Northern States Power

EEUU
MidWest ISO


EEUU
Entergy


EEUU
ERCOT


EEUU
FirstEnergy


EEUU
BPA


EEUU
PG&E


EEUU
Southern Cal Edison


Finlandia
Italia y Grecia
Japón
Malasia
Nueva Zelandia
Rusia
Arabia Saudita
Sudáfrica
Informe Final

(BM)

El número de instalaciones de DSA en línea en el mundo está en continuo crecimiento, en la
medida que los operadores de sistema reconocen que éstas ofrecen soluciones prácticas para
garantizar la seguridad del sistema eléctrico, al mismo tiempo que permiten hacer un uso
óptimo de los activos de red.
Una cantidad significativa de investigación y desarrollo está en curso en el campo de los DSA en
línea; la mayor parte de las actividades de I+D tienen por objetivo ampliar las características y
capacidades de los sistemas de DSA. Las áreas de trabajo incluyen: manejo de nuevas
tecnologías (e.g parques eólicos), mejora de la velocidad y alcance de las evaluaciones, mejora
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36
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
de la visualización de los resultados presentados a los operadores, uso de la optimización en la
determinación de medidas correctivas y uso de sistemas inteligentes.
3.4 Tecnologías de información y comunicación
Recientemente se ha evidenciado un importante aumento de tecnologías de información y
comunicación (ICT, del inglés Information and Communication Technologies) en los sistemas
eléctricos de potencia. Estas tecnologías han permitido mejorar el control de la red y,
consecuentemente, han aumentado la confiabilidad y la flexibilidad de los sistemas. Las ICT son
una pieza clave en el desarrollo presente y futuro de las redes, por lo que es importante
analizar no solo sus ventajas, sino que también sus debilidades, puesto que fallas en estos
sistemas pueden conducir a problemas operacionales graves en el sistema. Por lo tanto, se
estima relevante considerar tanto la red eléctrica como su sistema de comunicación en la
modelación, diseño y análisis de seguridad de los sistemas eléctricos de potencia [33].
Las funciones de las ICT se pueden dividir en dos categorías: monitoreo y control. Las funciones
de monitoreo comprenden toda acción de reporte del estado del sistema al operador. Algunas
de estas funciones proveen información base, tal como el estado de los equipos de
desconexión, el nivel de tensión en la red o los flujos de potencia. Otros niveles de la red de
comunicación procesan la información base para generar reportes de mayor valor para el
operador, como por ejemplo, cambios en el estado de equipos de desconexión se agregan para
generar alarmas priorizadas. De igual modo, el estimador de estado del sistema captura la
información base entregada por los elementos de medición y los procesa para entregar una
representación consistente del estado del sistema en tiempo real. Luego, en una capa aún más
externa de las ICT, el software de análisis de seguridad utiliza los resultados del estimador de
estado para identificar situaciones peligrosas en la operación y advertir al operador, para que
éste lleve a cabo acciones preventivas.
Las funciones de control asociadas a las ICT están relacionadas con el envío de señales de
accionamiento a los distintos actuadores presentes en el sistema, tanto en condiciones
normales como anormales. Por ejemplo, se identifica el accionamiento de los sistemas de
protección especial frente a determinadas contingencias o frente a la actuación de los sistemas
de control de generación automática. Otras funciones de control corresponden a aquellas que
prestan asistencia al operador en la implementación de acciones correctivas (por ejemplo, la
activación remota de equipos de desconexión), o bien para apoyar la toma de decisiones en
relación a las acciones de control necesarias para enfrentar una determinada contingencia.
Funciones de control más complejas incluyen el accionamiento de desprendimiento de carga
rotativo o el uso de flujos de potencia óptimos para re-despachar los generadores del sistema y
establecer las condiciones de red necesarias para operar a mínimo costo.
Desde el punto de vista de los beneficios económicos de la aplicación de ICT de manera masiva
en los sistemas eléctricos se identifican principalmente [34]:
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37
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
 La operación del sistema con menores márgenes de seguridad debido al acceso por parte
del operador a un mayor volumen de información detallada en relación al estado de la
red, además de la capacidad de responder rápidamente a las perturbaciones detectadas.
 La automatización de subestaciones del sistema, control remoto y la capacidad de operar
interconexiones de gran envergadura.
 La contribución de las ICT a la operación segura a través de sistemas de alerta de eventos
indeseados y la capacidad de responder a estos eventos de manera rápida y focalizada.
Dentro de las prácticas novedosas que se observan en materia de ICT para evitar los problemas
que han conducido a fallas mayores se destacan:
 Mejorar la confiabilidad de los componentes electrónicos de las ICT.
 Localización de sensores estratégicos que provean robustez y detección automática de
errores.
 Mejorar la confiabilidad del software base del centro de control (sistema operativo,
comunicaciones).
 Aumentar la robustez del software de aplicación específica. Por ejemplo, asegurar que el
software del estimador de estado converge aún cuando el sistema de transmisión se
encuentra bajo estrés.
 Mejorar la precisión de los modelos asociados a los softwares de aplicación específica, así
como la exactitud de los datos obtenidos por el sistema.
3.4.1 Experiencia internacional
3.4.1.1 Sistemas de comunicación del WAMS existente en la interconexión entre
Inglaterra y Escocia [3]
La experiencia internacional ha demostrado la efectividad de las redes de monitoreo de área
amplia y sistemas de protección especial para lograr el amortiguamiento de oscilaciones en
sistemas de potencia. Sin embargo, varias compañías han hecho notar su preocupación
asociada a la dependencia de estos sistemas con tecnologías de comunicaciones y el impacto
negativo que se podría presentar en el sistema de potencia por fallas en el sistema de
comunicaciones.
Dos problemas típicos de los ICT son los retardos (latencia) de las señales de medida y control
[43] y las bajas tasas de transferencia de datos debido a anchos de banda limitados. Esto último
se debe a sistemas de comunicaciones no dedicados; congestión en los equipos de ruteo
debido a que estos proveen múltiples servicios aparte de las comunicaciones requeridas por las
WAMS, como por ejemplo, envío de señales de perturbaciones, supervisión de interruptores,
etc.
Considerando esto, en [3] se realizaron simulaciones de la red existente entre Inglaterra y
Escocia para determinar el rendimiento del sistema dinámico y la robustez del sistema de
control frente a un aumento en los retardos de las señales del ICT asociado.
Para el caso base, se considera un retardo mínimo del intervalo de muestreo del PMU asociado
de 25 milisegundos. Esta latencia demuestra no afectar la respuesta del lazo de control. Se
continuó simulando la respuesta con latencias mayores llegando hasta el límite de 100 ms, sin
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38
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
que el retardo afecte significativamente el comportamiento del sistema de control. Latencias
mayores muestran un deterioro en la respuesta y fallas en el sistema de protección. Esto
demuestra que los retardos presentes en el ICT son críticos para la operación de los sistemas de
protección, lo cual da cuenta de la importancia de contar con tecnologías de comunicación
avanzadas y confiables.
3.5 Sistemas de protección especial
Los sistemas de protección especial, o SPS por su denominación en inglés, Special Protection
Systems, son sistemas de protección que están diseñados para detectar una condición de
operación particular del sistema, cuya aparición causa un estrés inusual en él, y de este modo
tomar algún tipo de acción predeterminada para contrarrestar la condición observada de
manera controlada. En algunos casos, los SPS están diseñados para detectar una condición del
sistema que se sabe que causa inestabilidad, sobrecarga, o colapso de voltaje. La acción
prescrita puede requerir la apertura de una o más líneas, la desconexión de generadores, el
aumento gradual de las transferencias de energía HVDC, desconexión intencional de carga,
reconfiguración topológica de la red, manejo de equipos FACTS u otras medidas que alivien el
problema en cuestión [35].
Las experiencias recientes muestran que los SPS pueden ser utilizados de manera efectiva para
solucionar varios problemas post-falla, que comprenden desde violaciones a restricciones de
régimen permanente hasta situaciones de pérdida de estabilidad potencial. Estos sistemas
pueden mejorar las capacidades de transferencia de la red existente, posponiendo e incluso
evitando la necesidad de reforzar los circuitos existentes. Recientemente, CIGRE presentó un
conjunto de prácticas y experiencias en la industria que demuestran que efectivamente los SPS
pueden ser utilizados para retrasar o eliminar nuevas inversiones en transmisión. Desde la
presentación de los primeros antecedentes de uso exitoso de SPS [22], se han reportado
múltiples casos de operación exitosa y segura de esta nueva tecnología en distintos sistemas
eléctricos a lo largo del mundo [4]-[12], algunos de los cuales se presentan a continuación.
3.5.1 Experiencia internacional
3.5.1.1 Noruega
Statnett [5] ha estado utilizando SPS combinados con técnicas avanzadas de operación para
incrementar el uso de la red de transmisión existente. Varios SPS implementados en el sistema
han aumentado los límites de transferencia considerablemente dentro de Noruega y en la
interconexión con Suecia, sin deteriorar la confiabilidad y calidad del suministro. El uso de
técnicas probabilísticas y nuevas tecnologías ha permitido a los operadores desarrollar nuevas
normas para la planificación y operación con el objetivo de minimizar costos e interrupciones
de suministro. Operación de mayor riesgo temporal, como estados de carga N-0, son permitidas
siempre y cuando las consecuencias probables estén dentro de límites definidos.
Se prevé que para aumentar la capacidad de transmisión del sistema eléctrico noruego en los
próximos años serán necesarias grandes inversiones en activos de red, pero éstas serán
combinadas con el uso continuo de métodos innovadores para lograr una alta utilización tanto
de los nuevos activos de transporte como de aquellos existentes.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
39
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
3.5.1.2 Suecia
En la parte sur de la red sueca se ha diseñado, implementado y probado un SPS contra el
colapso de tensión de largo plazo [7]. El sistema de protección se enmarca en la operación del
actual sistema SCADA, el cual se ha complementado con señales de entrada específicas y
equipos actuadores para ejecutar órdenes asociadas a la acción del SPS. Las señales de entrada
complementarias para la operación del SPS corresponden a los voltajes de las barras del
sistema de transmisión, la potencia reactiva de los generadores conectados a la red, y la
información del limitador de corriente de los generadores principales. La lista de acciones del
sistema de protección es integral e incluye: la desconexión del reactor shunt, la conexión de un
condensador shunt, la partida de turbinas de gas específicas, la solicitud de alimentación de
emergencia a través de la conexión HVDC con Alemania, la desconexión de carga de baja
prioridad y, por último, la desconexión de carga de alta prioridad.
3.5.1.3 Itaipú (Brasil)
Desde el comienzo de la operación de la central Itaipú se han instalado varios SPS, los cuales
han contribuido a lograr una operación más segura del sistema. Los SPS se han diseñado
principalmente para mantener la estabilidad del sistema y evitar el colapso de tensión y/o
frecuencia, así como también para actuar durante problemas complejos del sistema
interconectado, salvo algunas excepciones, en las que los SPS también actúan en contingencias
simples.
Históricamente los SPS han tenido muy buen rendimiento, minimizando tanto la interrupción
de la carga como la aparición de grandes apagones en los sistemas eléctricos brasileño y
paraguayo. Los errores de operación observados en estos sistemas en general están asociados
con el mantenimiento de los equipos involucrados y con las fallas de diseño del controlador
lógico programable (PLC) o de equipos auxiliares.
3.5.1.4 Experiencia de Hydro-Québec (Canadá) en SPS con minería de datos
Un nuevo enfoque basado en técnicas avanzadas de minería de datos ha sido utilizado por
Hydro-Québec [4] para determinar las reglas de dispositivos automáticos instalados en sus
principales unidades de generación, así como también para mantener la operación segura bajo
contingencias extremas. La minería de datos se utiliza para determinar las reglas de
desprendimiento automático de generadores y para el sistema de desconexión remota de
carga. El mecanismo de determinación de reglas se basa en la utilización de la gran cantidad de
resultados generados a partir de múltiples simulaciones de estabilidad transitoria hechas en
base a condiciones de operación en tiempo real del sistema de Hydro-Québec recogidos
durante varios años. Este enfoque determina los parámetros más relevantes para el diseño de
los SPS y determina los valores óptimos que éstos deben tomar, con el fin de minimizar la
desconexión de generación, preservando el mismo nivel de seguridad. Este enfoque ha
permitido a los ingenieros de planificación proponer nuevas reglas de operación para optimizar
el funcionamiento del sistema.
3.5.1.5 Experiencia de Manitoba Hydro en SPS con coordinación AC/DC
Un SPS AC/DC integrado se utiliza para mantener la estabilidad del sistema de Manitoba [9] en
caso de ocurrir la salida de operación de las líneas existentes entre la región de Manitoba y
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40
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
EE.UU. El SPS es innovador y aprovecha la capacidad de control inherente de los links HVDC
para proporcionar una estabilidad mejorada del sistema, siendo además una solución costoefectiva para permitir niveles de exportación superiores, que de otro modo serían
inalcanzables.
La triplicación (redundancia) del sistema ha permitido que el SPS alcance un nivel de
confiabilidad muy alta y, al mismo tiempo, ha permitido llevar a cabo el mantenimiento de
manera regular, sin afectar el funcionamiento del sistema.
3.5.1.6 Experiencia de Hydro-Québec en SPS adaptativos
Hydro-Québec [13] tiene una red de transmisión significativamente interconectada, con altos
niveles de carga, donde una detección rápida de un cambio en la topología es crítica al
momento de identificar e iniciar la aplicación de un conjunto de acciones correctivas para
proteger al sistema ante eventos severos. Las medidas correctivas incluyen el aumento rápido
de generación y la desconexión de carga. La protección puede detectar la pérdida de una línea
en menos de 35 milisegundos, utilizando sólo los voltajes y corrientes de línea en el extremo
local. También pueden ser detectados flujos de potencia de tan solo 0,015 p.u. Los algoritmos
son inteligentes, requiriendo sólo de dos parámetros para funcionar: (1) La potencia nominal
del circuito, y (2) la corriente nominal de carga de la línea.
Las mediciones de potencia real y reactiva almacenadas (memorizadas) se procesan junto a
nuevas mediciones (cuya tasa de variación es lenta), incluyendo el desplazamiento del factor de
potencia, y una tasa de cambio rápida (salto) en la potencia (derivada de segundo orden). El
monitoreo de componentes de secuencia afina la precisión y permite señales de control
adicionales para implementar un SPS avanzado y confiable. Luego de extensas pruebas de
laboratorio y en terreno, se concluyó que para todos los escenarios típicos de operación de la
red, como las transferencias de baja o nula carga, alta carga, inversión de flujo de corriente y de
potencia, oscilaciones, resonancia y armónicos, no se producen condiciones de operación
inválidas.
Se despliegan técnicas de adaptación basadas en lógica difusa. Todas las investigaciones
llevadas a cabo por ingenieros de estudio se representan a través de reglas, cada una de las
cuales tiene un grado de confianza asociado. El usuario no necesita programar las reglas, ni
tampoco debe ocuparse de definir los umbrales analógicos; la solución a través de lógica difusa
es un enfoque inteligente y no está sujeto a las limitaciones tradicionales. Al estar
implementado en un relé numérico, esta solución ofrece un conjunto de funciones auxiliares
flexibles para la comunicación; esquema lógico programable, auto-verificación, registro de
eventos y registro de perturbaciones para complementar el algoritmo de protección.
Este sistema califica claramente como un SPS avanzado, debido a que las medidas correctivas
tomadas se adaptan continua- y automáticamente a los cambios de condición del sistema. El
SPS implementado mejora significativamente la utilización de la red de transmisión existente.
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41
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
3.6 Equipos que proveen flexibilidad en redes de transmisión AC
La flexibilidad de operación de redes de transmisión se ha convertido en un eslabón crítico en el
proceso de maduración de redes inteligentes. Su rol es muy relevante, puesto que permiten
adaptar la red a las necesidades de las fuentes generación (particularmente para las fuentes de
generación variable) y así evitar que sea la red la que determine la factibilidad de un despacho
de generación de menor costo.
En este contexto aparecen los equipos flexibles de compensación en sistemas de transmisión
en corriente alterna (FACTS, del inglés Flexible AC Transmission Systems), cuya característica
principal es que aprovechan el desarrollo de la electrónica de potencia en conjunto con otros
equipos de compensación estáticos, de modo de controlar la impedancia serie, la admitancia en
paralelo, la corriente, el voltaje y el ángulo de fase de las redes de transmisión para lograr
puntos de operación más económicos y seguros.
Los beneficios del uso de equipos FACTS son múltiples [29], asociados principalmente a una
operación que hace un uso óptimo de los activos de transmisión existentes y evitando la
existencia de flujos circulares en redes enmalladas. Estos equipos permiten controlar la
provisión de potencia reactiva en los puntos de la red donde se encuentran activos, a través de
la manipulación de las variables de control descritas previamente. Otros beneficio de estos
equipos es que el control es remoto y rápido, lo cual los vuelve adecuados para ejecutar
acciones de control dinámico (como el equipo SVC presentado previamente en el caso de
estudio de WAMS en Noruega), en particular les permite amortiguar oscilaciones en rangos de
frecuencia amplios, apoyar voltaje dinámico y controlar flujos de potencia. Adicionalmente,
algunas configuraciones de estos equipos presentan la capacidad de limitar corriente de corto
circuito frente a contingencias relacionadas. Los beneficios y capacidades anteriores están
acompañados de la posibilidad de reubicar el equipo FACTS en otra zona de la red cuando dejan
de ser críticos en el lugar donde fueron concebidos.
La aparición de estos equipos permite destacar que las acciones correctivas frente a
contingencias severas no se limitan sólo a desprendimiento de carga y generación. El uso de
estos equipos permite que las acciones correctivas frente a contingencias severas no se limiten
sólo a desprendimiento de carga y generación. De hecho, el reajuste post-falla de la impedancia
de equipos FACTS y transformadores desfasadores frente a la salida de operación de elementos
de la red de transmisión, permiten minimizar la posibilidad y duración de la sobrecarga de la
red [31]. Estas estrategias de reconfiguración post-falla son utilizadas por el operador de PJM
[32].
3.6.1 Experiencia internacional
3.6.1.1 Beneficios de la integración de equipos FACTS en Gran Bretaña [25][30][36]
Gran Bretaña (GB), al igual que múltiples países en el mundo, enfrenta desafíos importantes en
materia de integración de tecnologías de generación con bajos niveles de emisiones. La
integración de estas tecnologías requiere de la implementación de estrategias de control
avanzado de red, de modo que este proceso se lleve a cabo de manera costo-efectiva. En este
contexto, la coordinación entre las redes AC y DC presentes en GB, puede mejorar
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42
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
significativamente la capacidad de control de la red, conduciendo a una utilización mejorada y
acelerando la integración de energía eólica. Esta integración ha provocado que la interconexión
entre Inglaterra y Escocia se vea saturada, alcanzándose los niveles máximos de transferencia al
utilizar un criterio de seguridad N-2, generándose por tanto la necesidad de encontrar
alternativas de operación en base a tecnologías de red.
En la Figura 15 se presenta la red reducida de Inglaterra y Escocia utilizada para analizar los
efectos de planificar la operación de la red considerando la posibilidad de ejecutar acciones
correctivas sobre los equipos FACTS de la misma. En el escenario en que se permiten acciones
correctivas sobre la red es posible re-optimizar el punto de operación de los equipos FACTS y de
los links HVDC luego de ocurrida la contingencia. Las acciones correctivas pueden darse en
modo determinístico, donde la optimización considera la ocurrencia de eventos creíbles, o bien
las acciones correctivas pueden estar enmarcadas en una estrategia de seguridad probabilística,
donde se considera un amplio abanico de eventos para determinar la operación segura pre- y
post-falla, que considera acciones correctivas sobre unidades de generación, equipos FACTS,
links DC y demanda.
Figura 15: Sistema equivalente de 29 nodos para representar la interconexión entre Inglaterra y Escocia
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43
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
La Figura 16 muestra los costos de operación para las distintas estrategias de control para dos
escenarios de disponibilidad de energía eólica en el sistema. Los resultados demuestran que la
estrategia de control preventivo presenta costos asociados a las restricciones significativamente
más altos que las estrategias correctivas debido a la carencia de control post-contingencia, lo
que deriva en un aumento del nivel de redundancia de la red para poder garantizar la operación
segura frente a los eventos contemplados en esta estrategia.
Figura 16: Costos de operación para un periodo de 30 minutos considerando disponibilidad de viento de
(izquierda) un 20% y (derecha) un 100%.
Al permitir acciones correctivas post-falla, se reduce el costo de las restricciones del problema
debido a que se aceptan mayores volúmenes de transferencias en la red en la operación previa
a la falla. Al ocurrir una contingencia en estas condiciones, la red se podrá ver sobrecargada,
situación que se resuelve a través de acciones correctivas post-falla. Es justamente en estos
casos de sobrecarga en zonas de la red donde un nuevo punto de operación para los equipos
FACTS presentes en la red, así como el uso simultáneo de las capacidades de control de los links
HVDC en este caso de estudio, permiten ajustar las condiciones de la red para operar luego de
ocurrida la emergencia.
3.6.1.2 Experiencias en el uso de Trasformadores Desfasadores: USA Pacific Electric
La subestación Arrowhead en USA Pacific Electric presenta un conjunto de equipos no estándar
compuesto por: un transformador desfasador, un autotransformador para regular voltaje, y
capacitores shunt con control rápido [19].
Una de las características principales del transformador desfasador (PST, del inglés Phase
Shifting Transformer) es su habilidad para responder a los apagones a través de un sistema de
reajuste post-contingencia y un sistema de acción correctivo. Las características anteriores
permiten:


Detectar un cambio repentino en el flujo de potencia y ajustar los taps, de modo de
contrarrestar parcialmente el aumento en el flujo.
Ajustar los taps rápidamente para guiar el sistema hacia un punto de operación más
seguro.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
44
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Lo anterior es ilustrado en la Figura 17, donde grandes aumentos en transferencias postcontingencia son detectados y controlados (y llevadas al interior de la banda de control), a
través del ajuste automático de varias posiciones de tap (p.ej. 10) en una sola acción de control
(un tap es equivalente a un grado de desfase aproximadamente, teniendo el PST hasta 32 taps).
Figura 17: Sistema de reajuste del PST [19].
Adicionalmente, la subestación Arrowhead cuenta con dos capacitores shunt, cada uno con
control rápido de 75MVar (30K/31K) que en conjunto permiten la reducción automática de
transferencias de potencia descrita anteriormente, además de controlar rápidamente caídas de
voltaje post-falla (en cerca de 12 ciclos luego de que el voltaje cae por debajo de 98%) a través
de la conexión de compensación reactiva, moviéndose en dirección a un punto de operación
post-falla más seguro con un voltaje mayor y flujo reducido (ver Figura 18). Estas acciones
también son apoyadas por capacitores en reserva para enfrentar contingencias ubicados en la
subestación vecina Salt Lake.
Figura 18: Sistema de acción correctiva del PST [19].
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45
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
3.6.1.3 Experiencias en el uso de Trasformadores Desfasadores: Italia
En el sistema eléctrico europeo, la comercialización de energía eléctrica a través de distancias
importantes, así como la conexión de nueva generación, especialmente energía eólica, crea
nuevos patrones de flujo de potencia que a menudo desafían la seguridad de la red de
transmisión existente. En este contexto, se encuentra instalado un PST avanzado en la
subestación Rondissone (380 kV) el cual permite al operador del sistema italiano gestionar los
flujos de energía en la zona [20]. La estrategia operativa del PST necesita determinar los
criterios para el control del ángulo de fase. El controlador automático del cambiador de taps
permite diferentes modos de control: conservar un flujo de energía establecido o el control de
la posición de tap, ambos de forma remota. La inserción y remoción del PST requiere
secuencias de conexión especiales.
La capacidad del PST es 1.181 MVA y el cambio de fase máximo se ha especificado en 15°, a fin
de que el sistema de energía se mantenga estable después de la pérdida del doble circuito al
norte de la subestación. Un controlador automático alterará el desfase de acuerdo con la
situación y el tipo de evento que ocurra: en condiciones normales de funcionamiento, el ángulo
de fase se encuentra cercano a cero con el fin de evitar perturbaciones para el operador del
sistema de transmisión italiano. El desfase alcanzará el máximo durante la contingencia más
grave (pérdida del doble circuito). El esquema, compuesto por un PST con un desconectador
bypass, permite:
 Modificar la posición del tap en tiempo real.
 Uso del PST en diferentes condiciones.
 Una operación razonablemente flexible.
3.7 Determinación dinámica de punto de operación de líneas de transmisión
(DLR)
Los sistemas de transmisión están restringidos por la capacidad de transferencia de las líneas
que lo componen. Los operadores de sistema usualmente calculan transferencias de manera
estática para condiciones de operación normales y bajo emergencia, tanto en el corto como en
el largo plazo. Estos estados de trasferencia estáticos determinan la cantidad de corriente
máxima que los conductores pueden transmitir sin violar los estándares de seguridad
establecidos para la red, dado un conjunto de condiciones ambientales específicas. Estos
regímenes de operación estáticos suelen no ajustarse frecuentemente y se planifican en base a
un análisis de peor caso (worst case scenario).
Las tecnologías para la determinación dinámica del punto de operación de una línea o dynamic
line rating (DLR) en inglés, permiten que los operadores determinen el nivel de carga de una
línea específica en tiempo real. Esto posibilita que capacidades ociosas resultantes del análisis
estático (usualmente conservador) sean utilizadas en la medida que las condiciones en tiempo
real lo permitan. Esta capacidad de determinar el punto de operación en tiempo real proviene
de la implementación de equipos que permiten establecer las condiciones de operación de una
línea en todo momento. Los equipos incluyen sensores y sistemas de comunicación instalados
en los alrededores de la línea, además de software específico (Energy Management Systems,
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46
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
EMS, sistemas de coordinación de energía) en las instalaciones del operador. Los equipos de
medida incluyen sensores de velocidad de viento, temperatura ambiental, radiación solar; en
otros casos también se utilizan sensores de temperatura, tensión y flecha de la línea. Los
equipos de comunicación transfieren la información recogida por los sensores a los servidores,
donde el EMS, determina dinámicamente la capacidad de transferencia de la línea en función
de sus límites de estabilidad.
Dentro de los beneficios generados por los sistemas DLR se incluye [22]:





Aumento en la eficiencia de los sistemas de transmisión.
Reducción o retraso de costos de capital debido a un aumento en la utilización de los
activos existentes.
Reducción en los costos de congestión del sistema.
Reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero; la flexibilización en el uso
del sistema de transmisión facilita la inyección de energías renovables variables.
Aumento del conocimiento del estado de la red y flexibilización operacional.
Los beneficios económicos de los sistemas DLR provienen de dos ventajas que estos sistemas
entregan a sus usuarios. Por una parte, la existencia de DLR entrega la posibilidad de optimizar
la estrategia de inversión futura, debido a que los costos proporcionalmente bajos de estas
tecnologías y la capacidad de ser instalados rápidamente, los vuelven ideales para ser aplicados
en zonas que enfrentan incertidumbre tanto a nivel de generación como de carga, generándose
capacidad de transmisión adicional y evitándose costos de capital en incrementos de capacidad
de circuitos críticos. De este modo, este uso intensivo de capital puede ser redireccionado a
otros proyectos más críticos/rentables, o simplemente el uso de capital puede ser evitado. Por
otra parte, estos sistemas reducen los costos asociados a la congestión del sistema de
transmisión, asunto particularmente crítico en aquellos mercados que operan con precios
marginales nodales.
3.7.1 Experiencia Internacional
3.7.1.1 Experiencia holandesa en DLR [16][17]
Desde la primavera de 2005, un sistema DLR supervisa un enlace de transmisión en la red de
150 kV cerca de Amsterdam. Esta conexión se compone de dos elementos en serie; un cable de
poder aislado y una línea aérea. Al hacer un uso óptimo de la capacidad térmica del entorno
donde se encuentra el cable subterráneo, así como al aprovechar las variaciones climáticas para
la línea aérea, el sistema DLR puede ser utilizado para transportar más carga sin exceder los
límites térmicos de las líneas. Las señales en tiempo real para el DLR son la carga del circuito y
las condiciones climáticas. El sistema calcula las temperaturas existentes en el enlace y las
capacidades futuras de carga. Las distintas alternativas de carga futura se calculan sobre la base
de escenarios de falla relevantes.
La aplicación de la tecnología DLR permite que el operador del sistema mejore la utilización de
la red, en particular durante situaciones de corte de suministro. A los operadores de la red se
les informa continuamente acerca de las capacidades de carga de la conexión. Por tanto, la
conexión puede ser utilizada plenamente en caso de una emergencia, sin riesgos de que
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47
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
segmentos de la línea puedan estar sobrecargados. Para los gestores de activos, el sistema
también facilita el acceso a las temperaturas históricas tanto para realizar la predicción de vida
útil restante de las instalaciones, como para la evaluación de la capacidad de carga del enlace.
Experiencias claves en la aplicación de tecnología DLR:
 La implementación de sistemas DLR permite aumentar la carga de un circuito sin exceder
los límites térmicos. Con estos sistemas, se pueden transportar mayores cargas en
condiciones de emergencia y se pueden obtener beneficios financieros al retrasar
inversiones y al planificar períodos de mantenimiento de manera eficiente.
 El sistema DLR descrito en el ejemplo se basa en modelos dinámicos en vez de medidas.
Esta característica es una ventaja en cuanto a uso, confiabilidad y evaluación de costos de
estos sistemas.
 Crear las bases dentro de la organización del operador para lograr la integración de
técnicas innovadoras como sistemas DLR. Algunos DLR ya son utilizados en otros sistemas
y se listan en la siguiente tabla.
Tabla 5 Prácticas internacionales en aplicación de DLR
Lugar
Compañía
Monitorea
Sistema
Transpower
2 tensiones
220 kV
Transend
15 climas y 19
tensiones
110 kV
PG&E
4 tensiones
230 kV
NCE
2 tensiones & 3
temperaturas
230 kV
Virgina Power
5 tensiones
500 kV & 115 kV
Luisiana del sur (EEUU)
Entergy
2 tensiones
230 kV
Brasil
CEMIG
6 temperaturas
138 kV
Nueva Zelanda
Tasmania
(Australia)
California
Colorado
(EEUU)
Virginia occidental
(EEUU)
3.8 Control Automático de Generación
El control automático de generación (AGC, del inglés Automatic Generation Control) es un
proceso de control importante para mantener el balance producción-demanda de energía de la
manera más costo-efectiva posible. Los sistemas AGC corresponden a un control secundario de
frecuencia que permite corregir, con criterio económico, las desviaciones del despacho
ocurridas por un error del pronóstico oferta-demanda. A la fecha, existe una gran cantidad de
referencias relativas al desarrollo y a la evolución de estos sistemas que pueden agruparse en
los siguientes temas [37]:




Definición de estándares de funcionamiento (principalmente IEEE working group).
Control óptimo y control megawatt-frecuencia.
Modelación dinámica adaptativa para condiciones cambiantes del sistema.
Modelación no lineal, bandas muertas de operación, relación voltaje-frecuencia.
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48
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING


Informe Final
Aplicaciones especiales.
Estándares de desempeño.
Los desafíos más recientes han involucrado:





Inclusión de incertezas de los parámetros de operación.
Aplicación de redes neuronales, lógica difusa, algoritmos genéticos, sistemas multiagente, optimización heurística para lidiar con la naturaleza no lineal de los modelos
resultantes para modelar los sistemas.
Aplicación de técnicas modernas de control, control sub-óptimo, control robusto y
control adaptativo.
Interacción de AGC con penetración masiva de sistemas de almacenamiento y con
sistemas de transmisión HVDC.
Interacción de AGC con micro-redes de generación
Los beneficios experimentados al implementar un AGC incluyen:



Reducción de las variaciones sostenidas de frecuencia.
Estabilización de frecuencia en menor tiempo frente a contingencias en comparación
con control manual.
Restablecimiento de la operación a mínimo costo de manera automática.
3.8.1 Experiencia Internacional
3.8.1.1 Experiencia noruega en AGC e integración de energía eólica [46]
Los problemas de transmisión asociados con alta penetración de energía eólica típicamente
representan un problema en intervalos acotados del tiempo total de operación. Existen varias
maneras de evitar el alto costo de capital asociado a las obras de transmisión necesarias para
palear estos intervalos de operación ajustada. Una manera es implementar sistemas de control
que limitan la inyección de energía eólica cuando el sistema de transmisión se encuentra bajo
estrés. Sin embargo, una manera más eficiente de proceder es aprovechar la existencia de otras
centrales de generación controlables presentes en el área de la congestión, a través de un
sistema de control automático de generación.
Al planificar la instalación de grandes cantidades de energía eólica en zonas con una capacidad
limitada de transferencia de potencia, es posible acabar diseñando el sistema con supuestos
conservadores que acaban por limitar innecesariamente el tamaño del parque. Al introducir un
AGC, la operación coordinada en línea permite aumentar considerablemente el tamaño de
diseño de la central. Al analizar el impacto en el sistema de las inyecciones eólicas, es necesario
tomar en cuenta la naturaleza estocástica de este recurso. En el caso de Noruega, varios
estudios han demostrado que los mayores aportes de energía eólica se producen usualmente
en la temporada de invierno, lo que coincide con altos niveles de demanda en el sistema. Esto
es positivo, pero se traduce en un estrés alto en el sistema de transmisión.
El caso de estudio (Figura 19) consiste en un sistema de transmisión regional con una capacidad
de transferencia de 420 MW. Existe una central hidroeléctrica de 380 MW, y una inyección de
115 MW de energía eólica, además de un consumo local mínimo de 75 MW.
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49
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 19: Subsistema del sistema de potencia noruego.
El AGC ha demostrado la capacidad para mantener las transferencias en el corredor de
conexión con la red principal de manera eficiente, manteniendo la frecuencia en el rango
deseado, sin la necesidad de incurrir en inversiones de refuerzo para la línea de interconexión.
Es más, se demuestra que es posible operar esa área de control con hasta 600MW de energía
eólica de manera segura, sin la necesidad de refuerzos de transmisión adicionales y sin que se
afecten de manera sustancial (<5%) los ingresos por operación para cada uno de los agentes
presentes en el área.
3.9 Sistemas de almacenamiento de energía
Los sistemas de almacenamiento de energía, ESS, del inglés Energy Storage Systems, pueden
contribuir a la confiabilidad del sistema en la medida que grandes cantidades de energía
renovable variable son agregadas en las matrices de generación de los sistemas eléctricos.
Pueden tener un rol importante en la operación segura del sistema gracias a su apoyo en la
regulación de generación variable. En el marco de la operación de tecnologías de redes
inteligentes, los sistemas de almacenamiento pueden proveer un control efectivo de
inyecciones y retiros en áreas con bajos niveles de capacidad de transmisión, con altos niveles
de fallas del sistema de transmisión, o bien, con perfiles volátiles de demanda o generación
[39].
Las aplicaciones de ESS para realizar una operación segura han sido revisadas en la literatura
[38], numerándose varios servicios que estos equipos pueden prestar como apoyar al
abastecimiento de la potencia de punta de modo de holgar la operación durante periodos
restringidos; reducir la necesidad de reserva en giro y apoyar la regulación de frecuencia;
reducir las fluctuaciones; suavizar la operación percibida en la red de centrales eólicas,
mejorando la estabilidad transitoria y suministrando potencia reactiva; amortiguamiento de
oscilaciones inter-área en sistemas interconectados, entre otros.
Además, los ESS también pueden ser utilizados en combinación con otras tecnologías de red
con el fin de potenciar sus capacidades, particularmente en conjunto con equipos FACTS. Se ha
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50
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
explorado la aplicación conjunta de almacenamiento en baterías, BESS del inglés Battery Energy
Storage Systems, en conjunto con un compensador estático (STATCOM) para mejorar el
comportamiento de centrales eólicas y también se han revisado aplicaciones conjuntas de ESS
con reguladores dinámicos de voltaje. Sin embargo, la integración ESS-FACTS es compleja y las
soluciones comerciales no se han diseminado.
3.9.1 Experiencia internacional
3.9.1.1 Experiencia de uso de BESS en Laurel Mountain, West Virginia, EEUU [40]
La empresa AES ha instalado un parque eólico de 98MW en West Virginia, EEUU, en conjunto
con un sistema de baterías de 32MW con una capacidad de almacenamiento de 8MWh. Esta
configuración ha permitido que el conjunto provea servicios de regulación de frecuencia en el
mercado PJM, proporcionando capacidades usualmente inexistentes en parques eólicos (y
solares). El ESS cumple un rol crítico en la provisión de los servicios necesarios para una
operación segura, que no se limitan sólo al control de frecuencia, sino que incluyen la
modulación de la inyección de la central eólica, control de rampas y otros servicios. Otra
característica destacable de esta configuración es que el sistema de almacenamiento ha
presentado altos niveles de disponibilidad, sobre el 95%, lo que ha permitido tomar un rol
relevante en la provisión de servicios complementarios, en favor de una operación confiable de
la red.
La flexibilidad del esquema de control del equipo permite realizar operaciones de control de
rampa y regulación de frecuencia de manera simultánea; el control de rampa se establece
como un requerimiento para que la inyección del parque no imponga requerimientos de
reserva excesivos y el control de frecuencia es realizado en base a una señal recibida desde el
operador a través del SCADA. La actuación conjunta redunda en una provisión combinada de
ambos servicios y permite contar con una operación de la red estabilizada, según la necesidad
del operador, tal como se observa en la figura siguiente.
Figura 20: Regulación (30 minutos) del ESS asociado a la central Laurel Mountain, donde SOC (state of charge)
representa el estado de carga del ESS, PJM Signal corresponde al requerimiento del operador y Laurel BESS es la
respuesta del ESS.
3.10 Respuesta de la demanda (despachable)
Dentro de los requerimientos impuestos por los estándares de operación segura de redes y las
fuentes de generación variables, es posible encontrar la necesidad por compensar sus aportes
cada vez que estos se desvían del nivel esperado. Esta compensación puede estar dada por el
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51
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
uso de reservas de otras unidades de generación, adaptando la red a través del uso de las
tecnologías presentadas en las secciones previas, o bien haciendo uso de la capacidad de
respuesta que la demanda pueda poner a disposición del sistema. Esto no debe entenderse
únicamente como desconexión de carga tradicional (EDAC), sino que como la capacidad de la
demanda de ser despachada. Esto último se logra a través del uso de tecnologías que permiten
establecer regulación de carga de acuerdo a las necesidad del operador, en el marco de la
operación de mecanismos de mercado que provean las señales adecuadas para que la demanda
ponga a disposición del operador (o un agente intermediario) su flexibilidad de consumo.
Desde la perspectiva tecnológica, el despacho de demanda requiere sistemas de
comunicaciones bidireccionales de alta velocidad, de modo de enviar las señales de control
necesarias para ejecutar las variaciones de carga requeridas. Los requerimientos de velocidad y
confiabilidad sobre las ICT asociadas variarán dependiendo de la función que éstas realicen, por
ejemplo, demanda despachable para la provisión de servicios complementarios requiere
comunicaciones en el orden de segundos, el apoyo a la integración de energías renovables
necesita comunicaciones en el orden de minutos, y de horas para aquellas funciones asociadas
al envío de señales de precio [42].
Desde el punto de vista de la red necesaria para actuar sobre la demanda, se requieren equipos
que puedan responder a las necesidad del operador y una arquitectura de control adecuada,
que cuente con intermediarios que se encarguen de representar a un conjunto amplio de
consumidores (estableciendo los compromisos comerciales asociados), que permitan que el
operador interactúe con un conjunto acotado de demandas virtuales equivalentes y cuya
característica de variación sea aproximadamente continua.
El conjunto de beneficios de la implementación de demanda despachable se puede separar por
beneficiarios, a saber, beneficios para el operador del sistema, beneficios para el agente
intermediario (agregador), beneficios para la demanda y beneficios sociales. En el marco de
este estudio se destacan los beneficios para el operador (y la red):



Oportunidad de realizar una optimización menos restringida del sistema de potencia
obteniendo costos de operación menores.
Identificar puntos de operación exigentes, asociados a niveles de demanda alta, y
aliviarlos haciendo uso de los recursos flexibles.
Enfoque en problemas de confiabilidad presentes en zonas específicas de la red debido
al estrés producido por condiciones particulares de generación y demanda.
3.10.1
Experiencia internacional
3.10.1.1
Experiencia de demanda despachable en PJM [45]
Existen múltiples casos exitosos de demanda despachable en el sistema PJM. La participación se
produce principalmente a través de un intermediario, denominado proveedor de servicio de
desconexión (CSP, del inglés Curtailment Service Provider). El intermediario ofrece una cantidad
de capacidad de demanda despachable en el mercado de capacidad y se encarga de crear un
portafolio de clientes individuales con la capacidad de proveer el servicio de respuesta de la
demanda necesario para cumplir con su oferta en el mercado. Adicionalmente, algunos clientes
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52
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
con una demanda importante pueden participar individualmente y ofertar directamente
capacidad despachable en el mercado. Algunos ejemplos son:
 Tiendas WalMart
Las tiendas de esta cadena de retail tienen capacidades de entre 0,1 y 0,3 MW. El mecanismo
de desconexión es a través de un EMS con una estrategia pre-programada. Se han
implementado sistemas avanzados de medición para apagar o bien reducir las cargas de cada
una de las tiendas para cumplir con los eventos de emergencia, de acuerdo a las necesidades
del operador. El CSP que controla cada una de las tiendas no es público. Las cargas
desconectadas corresponden principalmente a servicios no críticos y con inercia térmica (e.g.
frigorífico).
 Edificios de administración gubernamental
Administrados a través de un CSP propio, las oficinas administrativas gubernamentales en
Washington DC han puesto a disposición 5,916 MW de capacidad despachable. El método
principal de aplicación es la regulación de luz artificial, apagado de equipos innecesario,
reducción del uso de aire acondicionado, pre-acondicionamiento de temperatura en los
recintos (fuera del horario de punta), entre otros.
 Hospital Northwest
Este consumidor ha puesto a disposición 0.6MW de capacidad despachable sobre un total de
2,2 MW conectados a la red. El CSP que controla el nivel de carga despachada es Comverge. El
cliente regula su demanda a través de cortes y de generación de respaldo. Cuenta con 2
generadores diésel de emergencia de 1,5 MW, los cuales fueron adaptados para operar con gas
natural.
 Delaware Valley College
El tamaño de la demanda desconectable es 0,4 MW. El CSP que controla el despacho de carga
es EnergyConnect. El método de despacho de carga es principalmente a través de límite de
consumo. Esta universidad cuenta con sistemas de control de temperatura y además ha
implementado un sistema de mensajería a través de e-mail, el cual permite solicitar a
estudiantes, profesores y personal administrativo que se desconecten equipos innecesarios,
como iluminación ociosa, fotocopiadoras en stand-by, cafeteras, etc.
3.11 Riesgo en la aplicación de tecnologías de red avanzadas y nuevas medidas
operacionales
La aplicación de tecnologías de redes avanzadas y medidas operativas novedosas está
aumentando. Estas medidas están entregando soluciones técnicamente factibles y
económicamente eficientes para mejorar la capacidad de las redes de transporte existentes,
especialmente en sistemas con una mayor penetración de generación renovable. De hecho, en
muchas jurisdicciones estas soluciones han permitido posponer nuevas inversiones en
refuerzos de transmisión debido a que permiten maximizar la utilización de la capacidad de red.
La adopción de tecnologías de redes avanzadas es valiosa para mejorar la utilización de los
activos de red existentes; sin embargo, es importante entender el perfil de riesgo de la red que
opera con márgenes de seguridad reducidos y que se basa en un amplio control correctivo. De
hecho, una investigación reciente [21] señala que en caso de un uso extensivo de SPS, es
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53
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
importante investigar las consecuencias de las interacciones inadvertidas entre distintos SPS.
Además, en [21] se menciona también que en la actualidad existe una falta de herramientas de
simulación y evaluación que puedan captar estas interacciones y así permitir a los
planificadores de red establecer alternativas confiables en la fase de planificación del sistema.
Las principales conclusiones del análisis realizado son:
1. Los SPS constituyen un avance tecnológico importante, que ha facilitado la liberación de
capacidad de transmisión ociosa, y que mejora la utilización de la red y los recursos
existentes, además de facilitar la conexión de energía renovable.
2. Los SPS han demostrado ser notablemente más económicos y fáciles de implementar
que la alternativa de reforzar las redes de transmisión y muchas empresas están
utilizando los SPS para alcanzar sus metas de generación y expansión de la transmisión.
3. En Norteamérica, los operadores de red que han desplegado SPS han desarrollado
documentación y estándares de mantenimiento para asegurar el cumplimiento de las
normas de seguridad NERC. Una de las características relevantes de todos los
estándares generados ha sido el énfasis en incluir redundancia en la arquitectura de los
SPS, para asegurar que la operación sea inmune a fallas e incertidumbres.
4. La llegada a los sistemas de potencia de los PMU ha estimulado la performance
operacional de los SPS y ha aumentado el rango de aplicación de estos sistemas. SPS en
coordinación con PMU y con PDC (por sus siglas en inglés Phasor Data Concentrator,
coordinadores de los datos medidos en múltiples PMU) han sido cruciales para mejorar
las capacidades de áreas amplias de monitoreo, protecciones y sistemas de control
(WAMPACS).
5. La industria de sistemas eléctricos de potencia ha presenciado una proliferación drástica
de los SPS, verificándose que la operación conjunta de estos sistemas está reduciendo
los beneficios de la operación individual de cada uno de ellos, debido a la aparición de
problemas de coordinación de los esquemas y mantenimiento de los equipos. Esto ha
conducido a que la industria se incline por la instalación de tecnología SPS de control
centralizado por sobre la alternativa de sistemas SPS localizados, aprovechándose de la
ayuda de EMS y PMU.
6. A medida que la dependencia de SPS aumenta, hay un mayor interés en la construcción
de una base de conocimiento y experiencia para comprender la operación y los riesgos
asociados a la operación de SPS. Esto se puede lograr mediante el análisis de las normas
y prácticas de las industrias existentes apropiadas. Los sistemas de instrumentos de
seguridad (SIS) de la industria de control de procesos es un ejemplo de ello. El proceso
de construcción de reglas operativas para operadores de sistemas de potencia
utilizando herramientas estocásticas y técnicas de machine learning es otro ejemplo que
podría contribuir en la derivación lógica y la evaluación de SPS.
7. En sistemas modernos con penetración significativa de SPS, interacciones inadvertidas
entre ellos puede conducir a salidas de operación en cascada.
Los riesgos descritos anteriormente, asociados con el mal funcionamiento de la tecnología
avanzada de red y de las nuevas medidas operativas, no deben limitar totalmente su uso en la
maximización de la utilización de la capacidad de la red. Por ejemplo, en [2] se muestra que la
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54
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
probabilidad de tener fallas de funcionamiento en SPS es inversamente proporcional con el
nivel de uso de la red, tal como se muestra en la Figura 21.
Figura 21: Transferencia optima al considerar eventos de malfuncionamiento de los SPS.
La Figura 21 ilustra que la transferencia óptima en una interconexión de 6,8 GW decrece de 6,5
a 5,6 GW cuando la probabilidad de ocurrencia de malfuncionamientos del equipo SPS aumenta
de 0 a 100%. Usualmente, 6,5 GW representan la máxima potencia que puede ser transferida
de manera óptima al considerar que el SPS es plenamente confiable, mientras que 5,6 GW es el
nivel de carga transferida cuando se utiliza únicamente control preventivo (no se aplica SPS).
Este análisis permite evaluar los costos y beneficios de diferentes niveles de trasferencia por el
enlace.
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55
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
4 Prácticas y modelos matemáticos avanzados a
nivel de operación
El presente capítulo tiene por objetivo presentar el estado del arte asociado a las distintas
prácticas y modelos a nivel de operación encontrados en la literatura y experiencia
internacional. A lo largo de esta sección se abordan distintas temáticas relacionadas a las
prácticas y modelos a nivel de operación identificadas como relevantes para el desarrollo del
presente estudio, tales como: modelos probabilísticos para la determinación de reserva,
modelos de localización de reservas y áreas de control, modelos de co-optimización del
despacho de energía y reserva, modelos de pronósticos de generación de ERNC, modelos de cooptimización de electricidad-gas y diseño de mercado acorde a las nuevas necesidades de
flexibilidad.
En cada una de las subsecciones se expone una breve introducción, indicando la importancia y
los beneficios asociados a las prácticas y/o modelos descritos. Además, se presentan algunas
soluciones planteadas por expertos a nivel mundial (experiencias internacionales relevantes y
posturas académicas), así como también se exponen casos de estudio asociados a aplicaciones
que se encuentran actualmente en funcionamiento.
4.1 Modelos probabilísticos para la determinación de reserva
La energía eólica representa una complejidad para la operación de un sistema eléctrico, ya que
la gestión que se puede realizar sobre la generación de energía es limitada debido a que ésta se
genera sólo cuando su recurso primario –el viento– está disponible. Más aún, sucede incluso en
ocasiones que su perfil de disponibilidad no es consistente con las necesidades del sistema [1].
De hecho, la elevada variabilidad de la energía eólica ha generado situaciones de variabilidad
extremas, como la producida en España el día 24 de noviembre de 2008 (04:47 horas) en la que
el 43% de la demanda fue cubierta por este tipo de energía, mientras que tres días después a
las 16:22 horas apenas cubrió el 1,15% del consumo total. Adicionalmente, el día 2 de
noviembre del mismo año, a las 07:22 de la mañana hubo un excedente tal de generación
eólica que no pudo ser integrado al sistema, al agotarse las reservas de bajada, por lo que los
operadores (Red Eléctrica de España - REE) se vieron en la obligación de recortar la generación
eólica, a fin de preservar la seguridad en el sistema [2].
Así, existe entonces una incertidumbre adicional a las desviaciones de la demanda y a las fallas
de equipos de generación y transmisión, pudiendo afectar la planificación y operación de los
sistemas de potencia. No hay dudas que la integración de parques eólicos en los sistemas
presenta desafíos a sus planificadores y operadores, poniendo de manifiesto la necesidad de
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56
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
desarrollar herramientas para integrar de manera segura el creciente desarrollo de esta energía
en el sistema, debido a su importancia para alcanzar los objetivos asociados a energías
renovables y emisiones.
Tradicionalmente los operadores de sistemas eléctricos hacen frente a la incertidumbre a
través de reservas operativas –reserva en giro y reserva pronta detenida– determinados a
mediante criterios determinísticos como las máximas desviaciones esperadas, o la pérdida de la
unidad más grande en línea conectada al sistema [3]. Las reservas son operadas para diversos
propósitos a través de múltiples escalas de tiempo. El impacto de la generación eólica en las
reservas del sistema es una de las áreas de interés actual en los estudios de integración y para
los operadores de sistemas eléctricos.
La incorporación de una incertidumbre adicional a las ya mencionadas, pone en entredicho la
pertinencia de mantener los estándares definidos para la determinación de reservas, ignorando
si tales montos resultan ser suficientes para mantener la eficiencia económica mientras se
preserva la seguridad de abastecimiento en este nuevo escenario.
Dichos requerimientos de reserva son determinados mediante variadas metodologías, las que
dependen, entre otras cosas, del enfoque de los autores así como de las definiciones propias de
los estándares utilizados por un determinado sistema.
En esta sección se presenta, en primer lugar, un resumen de las distintas alternativas
encontradas en la literatura para la determinación de reservas, principalmente asociadas a la
integración de energía eólica. Luego, se presentan en detalle las metodologías recogidas en
cada uno de los estudios particulares. Finalmente, se describen algunas de las metodologías
utilizadas por los operadores de ERCOT (Electric Reliability Council of Texas), Red Eléctrica de
España y Energinet de Dinamárca, tres casos donde se experimentan actualmente grandes
niveles de integración de Energías Renovables No Convencionales variables.
4.1.1 Resumen revisión bibliográfica
Los requerimientos de reservas están comúnmente relacionados con la operación del sistema
en escalas de minutos a unas pocas horas y son tradicionalmente estimados mediante métodos
estadísticos. Las variaciones de viento y demanda son combinados para definir la incertidumbre
de la denominada demanda neta, pudiendo incorporar (adicionalmente) un análisis de
contingencias.
La reserva adicional requerida a futuro en consideración de la variabilidad e incertidumbre
asociada a las energías renovables dependerá de algunos factores, principalmente relacionados
con el cambio o variabilidad en la generación eólica y la capacidad de predicción. Estas
variaciones están determinadas por dos factores primordiales: correlación espacial entre la
generación de distintos parques eólicos y error de predicción.
El estudio de los requerimientos de reserva adicionales ha sido objeto de extensas
investigaciones durante la última década. Se pueden identificar dos maneras de abordar este
problema:

Requerimientos definidos a priori que garantizan niveles deseados de confiabilidad
utilizando:
o Simulaciones off-line tipo Monte Carlo [7].
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57
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING

o Métodos analíticos de distintos niveles de complejidad.
Requerimientos que son calculados mediante métodos
estocástica[16][17][23].
Informe Final
de
optimización
Dentro de los métodos analíticos existen distintos enfoques con variados niveles de
complejidad, los cuales se clasifican en la Tabla 6.
Tabla 6 Resumen métodos analíticos para cálculo de reservas
Enfoque
Porcentaje del error en predicción
Representación estocástica de datos históricos de viento
Cálculo de probabilidad de pérdida de carga incluyendo
incertidumbre eólica
Referencias
[24],[29]
[8][11], [13][12],
[21][22]
[14],[15]
Estos enfoques analíticos pre calculan los requerimientos de reserva dependiendo de niveles
pre-especificados de confiabilidad, representando la probabilidad de perder demanda. Estos
métodos tienen la ventaja de obtener rápidamente los requerimientos necesarios off-line; sin
embargo, pueden tender a ser conservadores y, por lo tanto, con altos costos de reserva.
En resumen, la amplia mayoría de los estudios revisados determinan los requerimientos de
reserva mediante una fórmula que considera las desviaciones estándar de los errores de
predicción.
2
2
𝑅𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = 𝑘√𝜎𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎
+ 𝜎𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜
Cualquiera sea la metodología para determinar requerimientos off-line, hay ciertos aspectos
que son considerados claves para entender los impactos y dimensionar correctamente los
requerimientos, tales como:




Considerar un periodo de tiempo prolongado (mínimo un año).
Contar con modelo apropiado de incertidumbre eólica, datos con resolución menor a
una hora.
Considerar todas las fuentes de incertidumbre (viento, demanda, fallas de generadores).
Representar con detalles las fuentes de inflexibilidad (o flexibilidad) en los modelos de
operación.
Asimismo, se menciona que las necesidades dependen de la regulación que sustenta la
operación de los sistemas (grid codes, normas técnicas), debido a que ésta determina
directamente cuan frecuente se decide el (pre)despacho. Esto debido a que el error de
predicción es creciente a medida que se aumenta el horizonte a futuro.
Igualmente, diversos estudios señalan la importancia de que los requerimientos de reserva
sean dinámicos, es decir, que cambien tanto a nivel estacional como a nivel horario,
dependiendo de la cantidad de energía eólica que se esté despachando.
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58
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Los supuestos usados para la determinación de las reservas del sistema influyen de gran
manera en los costos de integración de la energía eólica, así como en las decisiones futuras que
se tomaran en los distintos sistemas sobre las políticas operacionales para enfrentar la
incertidumbre. Es por ello, que el margen de seguridad obtenido puede resultar en una
operación del sistema que no necesariamente constituye el óptimo económico, haciendo
necesaria la revisión de métodos alternativos, como son los asociados a
programación/optimización estocástica. Estos métodos han sido señalados por numerosas
publicaciones como los más adecuados para capturar todos los efectos posibles de la
incertidumbre directamente en los procesos de simulación de la operación. En estos métodos,
las reservas son determinadas on-line por el modelo de simulación de la operación. Sin
embargo, presentan grandes limitaciones al ser un método computacionalmente costoso y
sensible a la caracterización de la incertidumbre [16][17].
4.1.2 Definición de reservas en Estados Unidos y Europa
Existen variadas definiciones, reglas y términos relacionadas al concepto de reservas. Por
ejemplo, en Estados Unidos, la North American Electric Reliability Corporation (NERC) define las
reservas operativas de la manera siguiente:
“La capacidad por sobre la demanda bruta del sistema requerida para proveer regulación de
frecuencia, corrección del error de predicción de la carga y protección ante fallas intempestivas
de equipos consiste de recursos en giro y detenidos” [4].
En gran parte de Norte América, estas reservas pueden ser clasificadas en tres categorías:
1.
Reserva en Giro (Spinning Reserve) corresponde al subconjunto de reservas operativas que
consisten en: generación sincronizada al sistema y disponible completamente para
abastecer la demanda dentro del periodo de recuperación siguiente a una contingencia. O
bien, cargas que se pueden desconectar dentro del periodo de recuperación siguiente a
una contingencia.
2.
Reserva Suplementaria (Supplemental Reserve) se refiere a la parte de las reservas
operativas que consisten de: generación completamente disponible para abastecer la
demanda dentro del periodo de recuperación, ya sea sincronizada al sistema o con
capacidad de hacerlo. O bien, cargas que se pueden desconectar dentro del período de
recuperación siguiente a una contingencia.
3.
Reserva de Regulación (Regulating Reserve) corresponde a la cantidad de reserva que
responde al control automático de generación, la cual es suficiente para proveer el margen
de regulación necesario en condiciones normales.
Otras definiciones adicionales es posible encontrar la segunda definición disgregada según el
tiempo de respuesta y la capacidad de mantener la respuesta. En Norte América, la reserva en
giro y suplementaria descritas se combinan para ser nombradas como Reserva para
Contingencias (Contigency Reserve) la cual es usada sólo para instancias de contingencias como
salida de operación de generadores (y, en algunos casos, líneas de transmisión).
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59
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
La reserva de respuesta más rápida (respuesta del regulador de velocidad) no está
explícitamente abordada por la NERC como una reserva distinta, pero en el Western Electricity
Coordinating Council (WECC) ha estudiado la necesidad de una reserva que responda dentro de
30 segundos, denominada Reserva Sensible a la Frecuencia (Frequency Responsive Reserve).
Otros estándares y políticas detallan el monto requerido de cada reserva en cada área de
balance. Por ejemplo, el estándar NERC BAL-002 [4] requiere que en un área de balance se
mantenga un monto de Reserva para Contingencias que cubra la contingencia simple más
severa del sistema. Para la interconexión del Oeste, esto se extiende por una propuesta de la
WECC en la cual se establece que la mínima reserva para contingencias debe ser la suma entre
el valor de la contingencia más severa, el 3% de la demanda del área de balance y el 3% de la
generación. Los detalles de los distintos requerimientos, incluyendo la especificación de la
reserva en giro comparada a la suplementaria, son establecidos por cada organización regional
por separado. Típicamente, se requiere que la mitad de los montos de reserva para
contingencia estén en giro. Una representación de cómo las reservas son entregadas al sistema
se ilustra en la Figura 22.
Figura 22: Conceptualización del uso de reservas definidas por la NERC (en base a [4] ).
La reserva de regulación usualmente no tiene requerimientos explícitos. En vez de esto, los
distintos sistemas mantienen suficientes reservas de este tipo para satisfacer sus estándares de
calidad de servicio.
Por otro lado, en Europa, las definiciones más generales están dadas por las agrupaciones de
operadores del sistema, tales como Nordel y la Union for the Coordination of Transmission of
Electricity (UCTE), las que recientemente son parte de la agrupación European Network for
Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E). ENTSO-E define la reserva en tres
categorías; primaria, secundaria y terciaria [5].
1.
El control primario es activado cuando la frecuencia se desvía 20 mHz del valor de
referencia (50 Hz) y debe estar operando dentro de un tiempo mínimo de 30 segundos. El
propósito de la reserva primaria es limitar la desviación de la frecuencia del sistema, como
consecuencia de una perturbación en el mismo. Este control tiene una característica
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60
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
proporcional, por lo que se incurre en un error permanente de frecuencia, que depende del
tamaño de las desviaciones de potencia activa y ajuste de estatismos de las unidades.
2.
El control secundario de frecuencia consiste en las unidades controladas mediante un
Control Automático de Generación (AGC) y unidades de partida rápida, aunque también
puede efectuarse de manera manual. Este control es activado 30 segundos después que
ocurre alguna contingencia en el sistema y a continuación de la acción del control primario,
y debe estar completamente operativo dentro de 15 minutos. Adicionalmente, éste actúa
ante las desviaciones sostenidas de la demanda real respecto de la programada. El control
secundario tiene por objetivo restaurar o mantener la frecuencia del sistema cerca del
valor nominal, manteniendo el balance generación-carga. Este control se lleva a cabo
mediante el cambio de las consignas de potencia activa de las unidades.
3.
El control terciario de frecuencia usualmente corresponde a los cambios manuales en el
punto de operación de generadores o cargas participantes en el sistema. Este tiene una
respuesta más lenta que los dos anteriores y su función es restaurar los niveles de reservas
primaria y secundaria luego de una activación sostenida de estos, devolviendo al sistema a
su condición de operación económica. Además, es activado en caso de fallas como
complemento para restaurar la frecuencia del sistema. Se consideran conexiones y
desconexiones de unidades.
Estas acciones de control son llevadas a cabo en pasos sucesivos diferentes, cada uno con
características distintas y dependientes el uno del otro. En la Figura 23 se resume cómo éstas
están interrelacionados.
Figura 23: Acciones y coordinación de los distintos controles de frecuencia (a base de [5]).
4.1.3 Estado del arte en estimación de reservas
En la literatura se pueden encontrar diversos esfuerzos para determinar los requerimientos de
reserva necesarios para sobrellevar la incertidumbre asociada a la generación eólica. El trabajo
de diversos autores en [6] resume tanto los métodos utilizados en los estudios de integración
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61
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
como las prácticas actuales, sin embargo, es posible encontrar en la literatura internacional
otros aportes desde el punto de vista académico.
En [8] Soder propone una metodología para la programación de la generación para el sistema
sueco, considerando la estocacidad de la demanda y de la generación eólica. Esta técnica
propone mantener un requerimiento predefinido de reserva, determinado off-line y ajustado
para el sistema. Sin embargo, dicha metodología fija la reserva para todos los periodos de
optimización, al igual que los estudios de Minnesota y New York, siendo sub-óptimos al
programar reserva abstrayéndose del fenómeno en sí, el cual tiene variabilidades distintas
según los intervalos de tiempo en cuestión.
En [9] Persuad et al. se presenta un análisis para el sistema de Irlanda del Norte, en el cual se
concluye que los requerimientos de reserva en giro dependen de la precisión de los métodos de
predicción. Sin embargo, al igual que en [10] los autores recurren a índices predefinidos de
seguridad, con lo que los requerimientos de reserva no son optimizados, dejando de lado la
intrínseca relación entre los requerimientos de reserva y la eficiencia económica de la
operación.
Black y Strbac en [11] proponen requerimientos dinámicos de reserva, los cuales están
determinados por un número de veces (λ) la desviación estándar (σ) del error de predicción de
la demanda neta (demanda menos energía eólica; se entiende que los errores siguen una cierta
distribución de probabilidad). Se indica que el número de veces que se multiplica la desviación
estándar (λ), permite ir capturando un rango de errores dentro de la función de distribución de
probabilidad del error de predicción.
El valor de λ depende de la forma de la función de distribución que siguen estos errores de
predicción. Puede considerarse que con un valor de λ=3 se cubre el 99,7% de las desviaciones
en el caso de una distribución norma. Un valor mayor de λ=3,5 es apropiado para capturar los
extremos de la función en el caso de no ser normal. Así, los requerimientos de reserva con esta
metodología serán crecientes mientras mayor sea la capacidad eólica instalada.
probability
Spinning
reserve
0
Standing
reserve
λσ
Kσ
error
Figura 24: División de reserva operacional en reserva en giro y reserva pronta.
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62
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Determinar la correcta separación de los requerimientos de reserva entre reserva en giro y
detenida reduciría aún más los costos de operación, corresponde a un trade-off entre utilizar
recursos detenidos con costos de combustible más caros y dejar generadores en puntos de
operación parciales para proveer reserva en giro. M. Ortega-Vázquez y D. Kirschen proponen en
[12] que los requerimientos de reserva en giro sean determinados en una optimización
probabilística, considerando los errores de predicción de la demanda y de la generación eólica,
en conjunto con las posibles contingencias que pueden suceder para una condición de
operación dada. Para cada nivel de demanda neta, se determina el requerimiento óptimo de
reserva en giro a través de una optimización del costo esperado de abastecer dicha demanda
más el costo de las interrupciones. Una vez que dichos requerimientos son determinados en
esta optimización, se realiza una ponderación basada en los errores de predicción esperados
para un cierto nivel de demanda neta, dividiendo la función de distribución del error de
predicción en intervalos hasta cubrir un determinado número de desviaciones estándar.
En [13] se presenta una metodología que por un lado determina los requerimientos de reserva
operacional haciendo uso de los mismos conceptos de desviación estándar y error de
predicción. En este trabajo también se menciona la necesidad de aumentar el factor de 3 a 3,5
veces la desviación estándar para cubrir las desviaciones, siendo consistentes con el criterio
para capturar las desviaciones de demanda. Al mismo tiempo, también se asume que las
incertidumbres de viento, demanda y fallas de generadores son procesos estocásticos
independientes, y, por lo tanto, para los parámetros de la función de distribución se considera:
𝜇𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝜇𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 + 𝜇𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 + 𝜇𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎𝑠_𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠
2
2
2
𝜎𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = √𝜎𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎
+ 𝜎𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜
+ 𝜎𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎𝑠_𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠
Este trabajo fue desarrollado en el contexto del sistema eléctrico de Reino Unido, donde el
intervalo de despacho es de 30 minutos y el cálculo de los errores de predicción se basa en el
método de persistencia.
Adicionalmente, se determina la descomposición de los requerimientos de reserva
determinados en recursos en giro y detenidos de tal manera que se reconozca la flexibilidad del
parque generador, manteniendo el compromiso de seguridad y eficiencia económica.
4.1.4 Reservas en los estudios de integración
Los operadores de los sistemas eléctricos a nivel mundial están al tanto de los desafíos que
implica el crecimiento y desarrollo de la energía eólica, debido a sus características particulares
como la variabilidad e incertidumbre asociadas a su recurso primario. Debido a esta
preocupación, muchas de estas organizaciones han llevado a cabo distintos estudios para
evaluar la viabilidad de integrar largas cantidades de energía eólica en sus sistemas y los
impactos operacionales asociados.
Las preguntas principales que intentan responder los estudios de integración corresponden a:
1. Si se necesitan reservas adicionales para la integración de la energía eólica.
2. Hasta qué punto se deben cubrir los errores de pronóstico.
3. Si es necesario y/o posible un aumento de la frecuencia de los ejercicios de planificación
de la operación.
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63
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Los grupos de estudio típicamente consideran las definiciones tradicionales y los
procedimientos de determinación de reserva, proponiendo cambios necesarios para mantener
la seguridad al incluir la variabilidad e incertidumbre de la generación eólica. La incertidumbre y
variabilidad antes y después de la incorporación de la energía eólica son comparadas, debido a
que en la mayoría de los casos no hay reglas para la determinación de las reservas para
seguimiento de carga (reservas terciarias según la definición Europea). Este valor se calcula
usualmente mediante análisis estadísticos de las series de viento que se utilizan en el estudio.
Las metodologías usadas para calcular estos valores han ido evolucionando en el tiempo, dado
un aprendizaje continuo. Los estudios más recientes que evalúan altos niveles de penetración
utilizan sofisticadas metodologías que divergen de los métodos actuales utilizados por los
operadores.
Estos estudios típicamente corresponden a una simulación del sistema eléctrico futuro, con
altos niveles de penetración de energía eólica, y se evalúan los distintos impactos en la red y los
costos operacionales incrementales que son incurridos. Los impactos varían de estudio en
estudio, pero muestran conclusiones similares, las cuales proveen la información necesaria para
la operación y planificación del sistema en el escenario de una creciente penetración de la
energía eólica, y que, además, son constantemente referenciadas por grupos de trabajo en la
misma línea. La organización Utility Wind Integration Group [18], que agrupa un gran número
de operadores de sistemas eléctricos, entidades regulatorias y privadas, contiene una completa
biblioteca online con los estudios de integración.
Debido a la gran cantidad de estudios, a continuación se mencionan los más recientes y
relevantes para el desarrollo del presente estudio, sin entrar en detalles en las metodologías
usadas. Para un mayor detalle de las metodologías, en [19] y [20] los autores realizan una
completa descripción de las metodologías utilizadas y conclusiones obtenidas. Asimismo, en
[19] se describen los supuestos y métodos utilizados para calcular los distintos tipos de reserva
en estos estudios, estableciendo cómo han evolucionado a través del desarrollo de nuevos
trabajos.
4.1.4.1 Minnesota y New York
En Estados Unidos, los primeros estudios sobre integración de energía eólica fueron llevados a
cabo en los estados de New York (2005) [21] y Minnesota (2006) [22] los cuales fueron pioneros
en estudios de integración de alta penetración de energía eólica.
En el estudio de New York, se evaluó 3.300 [MW] de energía eólica en el sistema NYISO con una
demanda máxima de 33.000 [MW]. El estudio concluyó que no se necesitaban reservas
adicionales de tipo contingencia, debido a que la contingencia más severa no cambiaba. Se
concluyó además que se necesitaban 36 [MW] adicionales de reserva secundaria sobre los 175250 [MW] definidos actualmente. Este es el resultado de analizar las desviaciones de 6
segundos en la demanda neta comparado con el caso sin generación eólica, creciendo de 71
[MW] a 83 [MW], es decir, 12 [MW], los que se multiplican por tres para asegurar el 99,7% de
los casos, de acuerdo a un criterio estadístico basado en la desviación estándar.
En Minnesota se evaluaron 15, 20 y 25% de penetración de energía eólica respecto de la
demanda anual total, equivalentes a 3.441, 4.582, 5.688 [MW] respectivamente, en un sistema
con demanda máxima de 20.000 [MW]. De forma similar al estudio de New York, se concluyó
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64
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
que no hay impacto en las reservas para contingencia, mientras que la reserva secundaria sube
en 2 [MW] por cada 100 [MW] de capacidad instalada de energía eólica. La siguiente formula
fue usada para calcular los requerimientos:
2
2
𝑅𝑒𝑔𝑅𝑒𝑞 = 𝑘√𝜎𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎
+ 𝑁(𝜎𝑊100
)
Donde k relaciona la desviación estándar con los requerimientos de reserva (k=5 para prácticas
2
actuales). 𝜎𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎
corresponde a la desviación estándar de la demanda, N es la capacidad de
energía eólica dividida por 100 en cada escenario.
Este estudio cuantifica además otros tipos de reserva que no son abordados en el estudio de
New York. Se definen las reservas terciarias o de seguimiento de carga. Esta es calculada como
2 veces la desviación estándar de los cambios de la demanda neta dentro de un intervalo de 5
minutos, subiendo de 10 a 24 [MW] para los tres casos. El margen de reserva fue dedicado
exclusivamente a cubrir los errores de predicción horarios en la demanda neta. El análisis
asumió un requerimiento dinámico; no constante, que depende de hecho del nivel de la
capacidad de generación eólica esperada. El análisis mostró que para el rango medio 40-60% de
producción, la variabilidad es la mayor, principalmente porque las turbinas se encuentran en la
parte más inclinada de su curva de potencia, por tanto más reservas se necesitan en los rangos
medios, comparado con los casos de baja o muy alta generación.
Estudios más recientes han evolucionado tomando como base los estudios anteriores,
incorporando metodologías más sofisticadas, ampliando las regiones geográficas de estudio y
los alcances de los trabajos.
4.1.4.2 All Island Grid Study
El proyecto All Island Grid Study de Irlanda [23] fue publicado en 2007 y examina entre otras
cosas, la factibilidad técnica del sistema irlandés para integrar diversos niveles de energía
renovable (desde 2 [GW] hasta 8 [GW] de capacidad instalada) analizando distintas opciones
del parque generador para abastecer la demanda proyectada hacia 2020, con un enfoque
basado principalmente en los costos y beneficios.
Como resultado se obtiene un detalle de la generación de energía de cada tecnología, los costos
de operación y el uso de combustibles. Adicionalmente se obtienen los costos de inversión de
los proyectos de transmisión necesarios, así como de los costos de inversión en las distintas
tecnologías.
Solamente dos categorías de reservas se abordan en el estudio, en giro y terciaria detenida –
capacidad de partir en menos de 60 min–mediante un modelo simplificado, considerando la
estructura de la asignación de reservas en el sistema irlandés. En este estudio, los
requerimientos se determinan en base a una combinación de los requerimientos actuales junto
con la incorporación de nuevas técnicas. La reserva en giro se determina en base al trabajo [10],
que relaciona el monto de reserva en cada hora con la seguridad del sistema en un año, medida
en índices de desempeño, de tal manera que el riesgo de desprender carga se mantiene en los
niveles requeridos durante todas las horas del año, incluyendo fallas de generadores y errores
de predicción de viento. La reserva terciaria se dimensiona de acuerdo a las posibles
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65
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
contingencias y un margen de seguridad adicional del percentil 90 de la demanda neta en cada
escenario particular, basándose en la experiencia y los estándares probados de reserva.
Junto con ello, en este estudio se incorpora un modelo de optimización estocástica para
programar la operación del sistema y así obtener los montos de reserva que se activan de
acuerdo a los distintos escenarios de variabilidad de la energía eólica. Este trabajo fue
desarrollado dentro del marco del proyecto WILMAR (Wind Power Integration in Liberalised
Electricity Markets) [33] apoyado por la comunidad europea para estudiar el impacto de la
integración de la energía eólica en los mercados eléctricos. En [33] se presenta un resumen del
trabajo.
4.1.4.3 EWITS
El National Renewable Energy Laboratory (NREL), bajo el auspicio del DOE (Department of
Energy) de los Estados Unidos, inició en 2008 dos estudios de integración de energía eólica a
gran escala, principalmente como apoyo a la visión futura de los requerimientos de energía
renovable en Estados Unidos establecidos por el DOE.
El Eastern Wind Integration and Transmission Study EWITS (enero 2010) [24] incluye la mayoría
de los sistemas interconectados del este de los Estados Unidos, entre ellos Midwest ISO, PJM,
SPP, TVA, ISO-NE, NY-ISO, entre otros.
En este estudio se concluye que los requerimientos de reserva secundaria no son
incrementados de manera significativa, con una metodología similar a los estudios anteriores
de Minnesota y New York. Sin embargo, se identifica que la incertidumbre en la predicción de
viento usada para los despachos económicos impactarán directamente las reservas
secundarias. Dado que estos despachos utilizan predicciones de a lo sumo 10 min antes del
intervalo de operación, las desviaciones dentro de ese periodo deberán ser absorbidas por las
unidades que proveen la reserva secundaria. En este sentido, la reserva se determinó mediante
el análisis de la desviación estándar de los cambios en la generación eólica respecto de la
predicción. Adicionalmente, se encuentra una curva que relaciona la desviación estándar con el
nivel de producción del parque, teniendo que la variabilidad es máxima en el intervalo cercano
al 50%. Con esto, para cubrir el 99,7% de los errores de predicción – es decir 3 - y el 1% de la
demanda horaria, se utiliza la siguiente formula.
1%𝑑𝑒𝑚𝐻𝑟
𝑅𝑒𝑔𝑅𝑒𝑞 = 3√
+ 𝜎𝑆𝑇 (𝑊𝑖𝑛𝑑𝑜𝑢𝑡𝑝𝑢𝑡)2
3
Una aproximación similar se utiliza en los requerimientos de reserva para cubrir variaciones de
la predicción a una hora; sin embargo, en este caso se consideró que los errores que no ocurren
seguido, y se compensan con recursos detenidos, dejando entonces 1 del error de predicción
de la hora anterior como reserva en giro, y el resto (2) en reserva detenida.
4.1.4.4 WWSIS
El segundo estudio realizado por NREL corresponde al Western Wind and Solar Integration
Study WWSIS (mayo 2010) [25], que incluye sistemas interconectados del oeste de Estados
Unidos operados por el grupo WestConnect en Arizona, Colorado, Nevada, New México y
Wyoming, incluyendo también el resto del WECC.
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66
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
En este estudio se emplearon análisis estadísticos de la producción en intervalos de 10 min para
evaluar el impacto de la variabilidad adicional y la necesidad de reservas adicionales
secundarias y terciarias. Sin embargo, en los estándares de seguridad de la WECC no existen
fórmulas ni reglas para evaluar los requerimientos necesarios, sino que se establece, de manera
general, que el 95% del tiempo las variaciones de la demanda deben ser satisfechas.
Los análisis estadísticos arrojaron que el requerimiento de reservas aumenta significativamente
con la penetración de generación renovable. Sin embargo, las simulaciones de la operación
muestran que, en los casos de alta penetración de energía solar y eólica, los otros recursos
presentes en el sistema son desplazados, y en algunos casos, ciertas unidades son sacadas de
servicio mientras que en otros son llevadas a niveles de despacho más bajos. De esta manera,
las simulaciones muestran que existe una mayor cantidad de reservas de subida disponibles en
el caso de una alta penetración de renovables que en el caso sin renovables, así que mientras el
requerimiento se duplica, la operación económica del sistema provee las reservas de manera
natural, no siendo necesaria la presencia de reservas adicionales.
Dentro de las conclusiones de este trabajo destacan las inversiones en expansión de la
infraestructura de transmisión, las cuales permiten la integración sin recortes de energía eólica,
contribuyendo también a reducir la variabilidad y reduciendo los costos de integración, a pesar
de los altos costos de las grandes expansiones de la red. Adicionalmente, se establece la
necesidad de la colaboración entre las distintas entidades para la creación de áreas de balance
regionales. Por otro lado, los requerimientos de servicios complementarios son analizados de
acuerdo a las desviaciones estadísticas obtenidas de las series de tiempo. La predicción de
viento y los mercados de tiempo real con intervalos cortos contribuyen a reducir los
requerimientos adicionales de reservas.
4.1.4.5 NEWIS
El estudio “New England Wind Integration Study” (NEWIS) [26] intenta anticipar los efectos
operacionales de una gran integración de energía eólica utilizando el análisis de datos históricos
meteorológicos, de producción de energía eólica y de demanda. El NEWIS considera escenarios
de baja-media-alta penetración, llegando hasta 12 GW adicionales de capacidad instalada.
ISO-NE define tres tipos de reserva:



En giro para acción de 10 minutos (50% de la contingencia más grande, típicamente
1.500 MW).
Detenida para acción de 10 minutos (50% de la contingencia más grande, típicamente
1.500 MW).
Detenida para acción en 30 minutos (50% de la segunda contingencia más grande, 750
MW).
Para determinar los montos extra de reserva se realiza un riguroso análisis estadístico de datos
con resolución de hasta 1 minuto. En el caso de la reserva para regulación, se utiliza un criterio
similar al del estudio de New York, considerando independencia en las variaciones de demanda
y energía eólica, así como también un factor asociado a estas desviaciones. La reserva total
equivale a la raíz de:

Desviación estándar de la demanda.
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67
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING


Informe Final
Desviaciones rápidas de energía eólica, 2 MW por cada 100 MW de capacidad instalada.
Desviaciones de un intervalo de 10 minutos al siguiente, por error de predicción. Este
error es mayor en niveles medios de producción.
Como ejemplo se menciona que el requerimiento de reserva de regulación pasa de 82 MW en
el caso base (actual, solo para cubrir errores asociados a la demanda) hasta 313 MW en el caso
de mayor integración (20% de energía eólica).
Aumentos en las reservas en giro para 10 minutos también son necesarias para mantener los
niveles de la respuesta ante contingencias. Estos montos se estiman en torno a los 200 MW
adicionales para el caso de mayor integración, y fueron estimados considerando la utilización
en la práctica de la reserva de regulación (activación por compensación de desviaciones) que
reduce la oferta de reserva en giro al sistema. Las reservas detenidas para 10 minutos son
aumentadas en 300 MW para este caso, considerando condiciones limitadas de flexibilidad en
el sistema y alta volatilidad. Finalmente, para las reservas de 30 minutos se analizan los cambios
en los patrones de la demanda neta del sistema, concluyendo que los cambios actuales están
cubiertos y sólo en un reducido número de casos eran superiores.
En este estudio se menciona la necesidad de mover los requerimientos hacia un enfoque
dinámico, donde los montos de reserva sean calculados para cada hora del día, basándose en
análisis estadísticos y predicciones de viento para el día siguiente. El mantener un enfoque
tradicional, con requerimientos constantes o que cambian sólo estacionalmente puede ser
ineficiente.
4.1.4.6 ERGIS
El estudio Eastern Renewable Generation Integration Study (ERGIS) corresponde a un proyecto
que extiende el estudio EWITS, también desarrollado por NREL y financiado por el DOE. En este
estudio se simula por primera vez la operación del sistema interconectado del Este de Estados
Unidos y la interconexión con el sistema de Hydro-Québec con una resolución de 1 hora para
ejercicios de unit commitment y de 5 minutos para despacho en tiempo real, incluyendo un
modelo DC de la red de transmisión. En este estudio se incluyen nuevas metodologías de
modelamiento matemático así como avanzadas técnicas computacionales. Los resultados de
este estudio estarán disponibles a fines de 2015.
4.1.5 Reservas operativas utilizadas actualmente por operadores
En la actualidad, la energía eólica alcanza niveles de penetración que no son despreciables en
algunos sistemas. Es por ello que los operadores han tomado medidas para programar reservas
con tal de hacer frente a la incertidumbre de la generación eólica. Dentro de ellos, destacan los
casos de Texas, España y Dinamarca, que se describen brevemente a continuación.
4.1.5.1 Texas
El sistema interconectado de Texas es, dentro de Estados Unidos, el que presenta el más alto
nivel de penetración de energía eólica, con más de 10.000 [MW] de capacidad instalada, siendo
el parque eólico Roscoe Wind Farm el más grande a nivel mundial (781 [MW] de capacidad
instalada). El operador del sistema, ERCOT, controla la operación del sistema interconectado de
la región que ocupa casi la totalidad del estado de Texas.
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
ERCOT es el encargado de establecer las metodologías para determinar las cantidades
necesarias de reserva. En [27] se resumen las metodologías para determinar las cantidades de
reserva secundaria en giro y reserva detenida, requeridas para mantener la seguridad del
sistema. Las metodologías actuales se basan en el estudio de consultoría realizada por GE
Energy en 2008 [28].
Requerimientos de reserva secundaria
Para evaluar los requerimientos de reserva secundaria, ERCOT utiliza información histórica
sobre los montos utilizados de esta reserva. Específicamente, se utiliza la información de los 30
días anteriores al estudio y del mismo mes del año anterior. Dicha información se utiliza para
calcular el promedio histórico utilizado para cada periodo de 1 minuto. Calculando el percentil
98,8 de los montos utilizados dentro de una hora, ERCOT estima los montos necesarios para los
meses similares. Esto implica que el 1,2% de cada mes, es decir, 35 minutos por mes, ERCOT
espera agotar los recursos de reserva secundaria. Si la tasa de agotamiento de reservas supera
el 1,2% en alguna hora, ERCOT determina el aumento necesario de recursos de reserva para
mantener la tasa en un 1,2% en dicho período.
Además, se calcula el monto adicional de energía eólica instalada cada mes y se utilizan las
tablas obtenidas en el estudio de GE para el cómputo de las reservas adicionales necesarias.
Estas tablas indican los MW adicionales para ser añadidos a los requerimientos de reserva
secundaria por cada 1000 [MW] adicionales de capacidad instalada de generación eólica. Esta
capacidad adicional instalada se determina mediante la comparación de la capacidad instalada
al momento del estudio con la registrada al final del mes de estudio del año anterior.
Adicionalmente, de acuerdo a la experiencia de ERCOT se ha demostrado que, si bien el total de
reserva secundaria es suficiente, la rampa máxima de entrega de las reservas –considerada en
los protocolos como la total dividido por 10– es insuficiente en las horas 6:00 y 22:00
diariamente. Es por esto que ERCOT examina estos periodos cada mes con el objetivo de
aumentar, si es necesario, los requerimientos para esas horas.
Estos requerimientos se determinan para el mes siguiente, a más tardar el día 20 del mes en
curso, y son publicados diariamente.
Requerimientos de reserva detenida
El informe final de GE indica que la generación eólica puede ser tratada como una carga
“negativa”, denominando la demanda neta como la demanda bruta menos la generación eólica.
El impacto de esta demanda neta en el sistema fue utilizado como base para el estudio de GE.
Esta demanda neta puede ser predicha si, independientemente, se predice la demanda bruta y
la generación eólica, y luego se combinan. La combinación de los errores de predicción
constituyen los riesgos en la operación que deben ser mitigados a través de las reservas o
mediante acciones manuales de los operadores de ERCOT. ERCOT calcula la demanda neta real
mediante la resta de la demanda bruta y la generación eólica, la cual es comparada con las
predicciones para determinar el error de predicción histórico. El monto de reserva detenida es
determinado de manera que la reserva secundaria más la reserva detenida resulte en una
capacidad total que cubre el 95% de los errores de predicción.
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Con el propósito de determinar estos requerimientos, las horas de los 90 días anteriores se
agrupan en bloques de 4 horas. El percentil 95 del error de predicción se calcula
separadamente para cada hora dentro de cada bloque. La reserva secundaria dentro de cada
bloque se calcula como el promedio de las horas de dicho bloque, separadamente para el mes
siguiente.
Este requerimiento se determina hora a hora para el mes siguiente y es publicado de la misma
manera que el requerimiento de reserva secundaria.
4.1.5.2 España
En los últimos años, la energía eólica se ha convertido en una de las principales tecnologías de
generación en la península ibérica. La variabilidad y la incertidumbre son uno de los principales
desafíos de la integración de la energía eólica en sistemas aislados o débilmente
interconectados como el español. En este sistema, y con el objetivo de mantener los estándares
establecidos en su código de red, los desbalances no pueden ser más de 1.300 [MW] y deben
ser corregidos dentro de 10 minutos. De otra forma, la interconexión con Francia puede
sobrecargarse y desconectarse intempestivamente, aislando la península del resto de Europa. El
mayor impacto de la energía eólica está en las reservas terciarias en giro, las cuales pueden
activarse entre 15 min y 3 horas, y consisten de las reservas unidades sincronizadas y centrales
de bombeo [29].
El desafío está en garantizar el monto apropiado de reservas en términos técnicos y
económicos eficientes, aprovechando al máximo la energía eólica. Las reservas son evaluadas
continuamente desde el momento en que se asignan en el día anterior. Si las reservas
programadas no son suficientes para superar las incertidumbres, grupos de unidades térmicas
son encendidas o apagadas vía un mecanismo de mercado denominado “manejo de
restricciones técnicas”.
En el día anterior a la operación, las reservas en giro son dimensionadas por el operador del
sistema mediante una predicción de viento, para cada hora del día siguiente. En particular, la
herramienta de predicción provee un valor horario de generación eólica, con una confianza de
85%. Este método ahorra reservas y costos en aquellos días donde se dan condiciones
atmosféricas estables, mientras que aumenta los valores de reserva en caso de posibles errores
en días donde el clima –y por lo tanto la generación eólica– es menos estable y predecible. En
promedio, 630 [MW] adicionales se deben considerar para compensar errores de predicción del
día anterior (day-ahead) [29].
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 25: Errores de predicción de la generación eólica con un horizonte de predicción de 24 horas.
Esta alternativa de programar reservas anticipadamente el día anterior contribuye a dejar un
monto de reserva adecuado de forma costo-eficiente. Las unidades que proveen estas reservas
son informadas anticipadamente si están programadas a operar el día siguiente. Sin embargo,
se ha registrado que el 15% del tiempo las reservas son insuficientes y ha sido necesario el redespacho de grupos de unidades térmicas, como consecuencia de los errores de predicción.
Tal como cualquier otro participante del mercado, los parques eólicos son responsables
financieramente de las desviaciones y son penalizados si es que estas son contrarias a las
necesidades del sistema. Estos pueden corregir sus errores en mercados intra-diarios hasta con
6 horas de anticipación para poder evitar las multas. Si mediante estos mecanismos de
mercado no se logra mantener la reserva necesaria, el operador del sistema puede solicitar la
entrada/salida de servicio de unidades, lo cual debe realizarse con anticipación. Si persisten los
errores, puede llegarse a la necesidad de tener que desconectar consumos.
De manera similar, en el caso de tener errores de predicción en las horas de baja demanda,
donde las reservas de bajada son usualmente menores, el apagado de ciclos combinados puede
ser necesario si hay un exceso no esperado de generación eólica. Si los errores persisten, la
situación puede no ser corregida debido al tiempo necesario para este proceso de descenso en
los niveles de producción y desconexión en una manera estable y segura. Esto es lo que sucedió
la mañana del día domingo 2 de noviembre de 2008, cuando la producción de viento subió
inesperadamente a una tasa de 1.500 [MW/h], creando un error de predicción de más de 2.500
[MW] para las dos horas siguientes. La desviación fue tal que se enviaron órdenes de restricción
a los parques eólicos por más de dos horas para mantener el balance en el sistema [2] .
Actualmente, se han llevado a cabo estudios adicionales por parte de los operadores del
sistema eléctrico de Portugal y España (REN y REE), los cuales evaluaron la operación del
sistema en el futuro enfrentando las importantes implicancias de la alta penetración de
renovables debido a las políticas de la Unión Europea. Estos estudios han concluido que los
modelos determinísticos y los modelos clásicos probabilísticos no son suficientes, y que se
requiere una redefinición de la programación de la operación para enfrentar los rápidos
cambios de la energía eólica. En ellos se propone un método mediante simulaciones de
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Montecarlo para capturar el abastecimiento de la demanda y las estrategias de asignación de
reserva en Portugal y España [30].
4.1.5.3 Dinamarca
Dinamarca ha sido históricamente el principal actor en el desarrollo de la tecnología eólica.
Actualmente tiene los más altos niveles de penetración de la tecnología eólica en generación.
De hecho, la capacidad eólica puede suplir la totalidad de la demanda Danesa en varias
condiciones de operación. Como sistema eléctrico, Dinamarca se encuentra dividido en Este y
Oeste, estando el sector Este interconectado con la UCTE (Unión de Operadores de Sistemas de
Transmisión Europeos) y el Oeste con el sistema escandinavo NORDEL[31].
Una de las herramientas principales que facilitan la integración de grandes cantidades de
energía eólica en el sistema Danés, es la estructura del mercado eléctrico Nórdico, común a
Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca. Esta estructura consiste principalmente en un mercado
del día anterior y dos mercados intra-diarios.



El mercado del día anterior ELSPOT es un mercado spot de energía donde se realiza la
mayor parte de la comercialización física del día anterior. También se estiman las
necesidades de reservas terciarias a contratar.
El mercado intra-diario ELBAS tiene por objetivo reprogramar la producción según los
desbalances que los agentes pueden detectar antes de la correspondiente hora de
operación. Estos desbalances pueden transarse en este mercado hasta una hora antes
de la operación.
El mercado de regulación de potencia corresponde al mercado de tiempo real, donde se
activan las reservas primaria, secundaria y terciaria. Los productores que ofrecen
reserva terciaria en el mercado de regulación hacen sus ofertas hasta 45 minutos antes
de la hora correspondiente.
Adicionalmente a la estructura del mercado, las interconexiones con los sistemas vecinos son
de gran importancia. En los 2 sistemas daneses existe una capacidad de interconexión que
permite exportar el 40% de la potencia generada e importar hasta el 70% del consumo máximo.
La disponibilidad de hidroeléctricas en Noruega y Suecia, a través de conexiones en corriente
continua HVDC (High Voltage Direct Current), es comúnmente usada para regulación de la
generación eólica mediante el uso de mecanismos de mercado.
Por otro lado, el operador danés (Energinet.dk) busca usar los mejores pronósticos de viento
disponibles. Dado que los pronósticos meteorológicos tienen un alto grado de incertidumbre,
varios y distintos modelos de distintos proveedores son utilizados en paralelo. Actualmente, el
error medio absoluto anual es de un 5% de la capacidad eólica instalada. Estos pronósticos de
viento son utilizados para:



Planificación de la operación varios días antes que ocurra.
Transacciones en el mercado ELSPOT.
Transacciones en el mercado de regulación de potencia durante la operación.
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72
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Hasta 15 minutos antes de la hora de operación es posible tranzar en el mercado de balances
de potencia. Es esencial tener una idea sobre como la generación eólica será unas horas más
adelante. Esta estimación es hecha corrigiendo los pronósticos de viento, comparándolos con la
generación actual, revisando así si es que se espera aumento o disminución en la producción, y
sus magnitudes.
Estimación de las reservas
El sistema danés divide las reservas entre reservas para regulación de frecuencia automática y
manual. Estas pueden ser primarias, secundarias o terciarias, utilizando las definiciones
anteriores dadas por la ENTSO-E. Las reservas terciarias son aquellas con tiempos de activación
menor a 15 minutos. Estas son activadas manualmente cuando las reservas secundarias no son
capaces de mantener el balance. Estas comprenden encendidos, apagados, redistribución y
cambio de los niveles de las interconexiones. La necesidad de este tipo de reservas en
Dinamarca se estudió en [32].
Las reservas terciarias son transadas en el mercado de regulación de potencia, donde los
productores hacen sus ofertas y reciben el precio resultante si son activadas. Sin embargo,
puede que no exista suficiente capacidad de reserva disponible directamente en el mercado. En
un mercado perfecto, los desbalances deberían ser cubiertos por la reserva terciaria ofrecida
directamente en el mercado de regulación. Sin embargo, los productores optimizan sus ofertas
en el mercado de energía del día anterior ELSPOT, prácticamente ignorando el mercado de
regulación, por lo cual los recursos de reserva son insuficientes. Esto ocurre principalmente por
la dificultad de (co)optimizar ambos servicios a la vez, además del costo de oportunidad que
ello significa comparado con el mercado de energía.
Para solucionar esto y asegurar la seguridad del suministro, el operador del sistema estima los
requerimientos de reserva terciaria de subida que deben manejarse hora a hora. Esta
estimación se contrata antes de ser activada, en el mercado ELSPOT. Por lo tanto, la reserva
terciaria en Dinamarca se divide en una resultante mediante mecanismo de mercado hora a
hora, y otra contratada el día anterior.
La reserva mediante mecanismo de mercado es activada durante la operación, provista por el
mercado y valorizada al precio resultante. Por el contrario, para la reserva contratada se paga a
un precio de opción en el proceso diario del ELSPOT, asegurando la capacidad suficiente para el
día siguiente de operación, y además se paga el precio de mercado resultante si son activadas.
El pago de una opción incentiva aún más a los productores a no ofrecer directamente las
reservas en el mercado.
Para estimar la cantidad de reservas terciarias a ser contratadas, el operador del sistema lleva a
cabo una optimización de la operación utilizando un modelo de programación estocástica de
dos etapas (Wilmar Planning Tool). Este modelo además incluye una herramienta para generar
un árbol de escenarios representativo de los procesos estocásticos modelados – errores en la
predicción de viento, demanda y fallas de unidades– el cual es reducido en número mediante
técnicas de clustering, incluyendo los casos extremos en la distribución de cada clúster
obtenido. Luego de obtener estos escenarios, se estiman las reservas mediante los siguientes
pasos:
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
1.
Correr el modelo considerando solo el mercado del día anterior, con un solo escenario
basado en las predicciones de generación eólica y demanda. En este caso, la reserva
resultante puede ser insuficiente para el balance de potencia en tiempo real.
2. Correr el modelo tomando en cuenta el mercado de regulación de potencia. La
programación de la operación se determina en base a los escenarios creados de generación
eólica y demanda.
3. La capacidad de generación online resultante del paso 2 menos la resultante en el paso 1
corresponde a la reserva requerida y a ser contratada. Adicionalmente, la reserva
resultante en 1 también corresponde a la reserva a contratar.
De esta manera, la capacidad de reserva terciaria a contratar corresponde a la insuficiencia
para el balance más la resultante conectada a la red del paso 1.
4.2 Modelos de localización de las reservas y áreas de control
La cantidad creciente de ERNCs en los sistemas eléctricos trae consigo diversos desafíos, los
cuales deben ser atacados desde varios frentes, siendo uno de los aspectos más críticos la
determinación y localización de las reservas. En estudios recientes se pueden encontrar
diversas metodologías para determinar los impactos de las ERNC en los requerimientos de
reservas. Independiente de la metodología, estos requerimientos son parámetros de entrada
para los modelos determinísticos (y varios estocásticos), imponiendo restricciones de cantidad
de reserva que deben ser localizados mediante algún criterio. Para esto el sistema se divide en
varias áreas de reserva (o control), donde se asume que las congestiones internas al área no
son críticas y permiten la entrega de la reserva sin congestionar el sistema más allá de los
rangos permitidos ni poner en peligro la seguridad de suministro [22].
Los operadores del sistema toman en consideración estos problemas de entregabilidad de
reservas definiendo zonas de reserva. Estableciendo una partición del sistema en zonas, es
posible aplicar la política de requerimientos de reserva para cada una de estas zonas (conocidas
también como áreas de balance) en particular, con el objetivo de mejorar la distribución de las
reservas a lo largo de la red. Este enfoque aún asume que no hay congestiones intra zonas
capaces de inhibir la entregabilidad de las reservas. Este problema tomará más fuerza a medida
que aumentan las ERNCs, debido a que será más difícil predecir los flujos de potencia y sus
posibles congestiones.
En los Estados Unidos, esta tarea recae en instituciones llamadas Balancing Authorities (BA). De
acuerdo a la North American Energy Reliability Corporation (NERC), las BA están encargadas de
planificar la operación de los recursos, mantener el balance demanda-generación dentro de su
área (BAA, Balancing Authority Area) y el intercambio de flujos a través de los tie-lines (líneas
que interconectan áreas de balance), así como también ayudar a la regulación de frecuencia del
sistema eléctrico. De esta manera, las BA deben planificar la operación con el objetivo de
asegurar la confiabilidad del sistema. Para hacer frente a fallas en el sistema, como
desconexiones intempestivas de unidades de generación, las BA deben mantener niveles
suficientes de reserva primaria, secundaria y (dependiendo el caso) terciaria.
En Estados Unidos y Canadá existen más de 100 BAA, lo que se ilustra en parte en la Figura 26.
Las áreas de balance pueden ser variadas en tamaño y atribuciones, desde grandes ISOs/RTOs
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74
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
como ERCOT o PJM a pequeñas utilities encargadas del suministro eléctrico de ciudades, como
la Tucson Electric Power o Tampa Electric Company.
Figura 26: Regiones (colores) y BA (círculos blancos) en Estados Unidos y Canadá.
Las áreas de balance se han establecido históricamente por criterios geográficos o de
propiedad. Tal es el caso de Europa, donde es posible identificar TSOs (Transmission System
Operators) nacionales como National Grid o RTE, y en Norteamérica donde existen BA
regionales, como se observa en la Figura 26. Sin embargo, las áreas de balance han ido
creciendo en tamaño en las últimas décadas. Esto está motivado principalmente por la
posibilidad de compartir recursos a lo largo de un área más extensa, mejorando la confiabilidad
del sistema de manera eficiente ya que áreas de balance más grandes necesitan menos
cantidad de reserva. Por ejemplo, Midwest ISO (EEUU) fue capaz de disminuir sus necesidades
de reserva de regulación de 1.200 MW a 400 MW al consolidar 26 áreas de balance en una sola
[2].
En los últimos años, la penetración de energías renovables ha impulsado aún más la
consolidación de áreas de balance más grandes o la cooperación y coordinación entre áreas de
balance vecinas para hacer frente a la variabilidad inherente de este tipo de tecnologías [3]. En
efecto, áreas de balance mayores hacen uso del principio de no-coincidencia, haciendo que la
variabilidad total del sistema sea menor que la suma de cada subsistema por separado.
Además, BAA más grandes tienen un parque de generación mayor que puede ayudar al manejo
de la variabilidad tanto en capacidad de reserva como de rampa [4].
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75
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Diversos estudios en Europa y Norteamérica han abordado el impacto de la alta penetración de
energías renovables en los sistemas eléctricos y los desafíos que presenta para el control y la
confiabilidad de éstos. En [5] se discuten nuevas prácticas para el tratamiento de ERNCs en el
control primario y secundario de frecuencia, analizando criterios de control óptimo, y en [6] se
discuten los problemas y posibles soluciones encontradas por una BA en Montana para hacer
frente a la integración de renovables, entre las que se encuentran la ADI (Area Control Error
Diversity Iniciative) que permite compartir errores de área (ACE) entre BAs de manera de
reducir los niveles globales de reserva. En [7] se discuten mecanismos para establecer la
cooperación entre áreas de balance para la integración de generación variable, entre los que se
encuentran la implementación de áreas de balance virtuales -las cuales agrupan varias áreas de
balance a través de estructuras de cooperación como la ADI- la coordinación del scheduling, y la
consolidación de nuevas áreas de balance. Finalmente, en [8] se discuten los costos de
integración de energías renovables en función del tamaño de las áreas de balance, donde se
expresa que áreas de balance de gran tamaño o la coordinación entre áreas pueden ser capaces
de conectar una mayor penetración de generación renovable sin aumentar significativamente
los costos y la complejidad de la operación. En este sentido, se puede observar una clara
tendencia de las autoridades energéticas a impulsar la cooperación y coordinación entre áreas
de balance, tanto en Norteamérica (U.S. Department of Energy [3], NREL [9]) como en Europa (a
través de ENTSO-E y de sus Network Codes y el establecimiento (2012) del Electricity
Coordination Group [10]).
4.2.1 Experiencia específica de algunos ISO/RTOs
El principal propósito de definir áreas de localización para la reserva es asegurar que dicha
reserva es entregable y no produce congestiones internas que imposibilitan su uso ante
situaciones de contingencia. De esta manera se pueden definir zonas de reserva o
requerimientos locales de reserva que aseguran un despacho seguro. A continuación se
mencionan brevemente las prácticas establecidas por 3 ISO/RTOs de Estados Unidos.


PJM opera un mercado de reserva donde se definen zonas y sub-zonas (como la MidAtlantic Dominion Sub-Zone) de manera que la entrega de las reservas ante distintas
contingencias no genere sobrecargas en ninguna línea del sistema. Adicionalmente,
PJM puede definir otras sub-zonas adicionales si la operación así lo requiere, con el
objetivo de asegurar la entrega de reservas donde éstas se necesiten [11].
ISO-New England opera un mercado en base a co-optimizaciones desacopladas de
energía y reserva, donde se tiene un mercado forward de reserva (FRM) con
requerimientos locales para la reserva secundaria (30-minute reserve). Para esto ISO-NE
define zonas de reserva y sus requerimientos de reserva locales (LRR) mediante un
análisis de la operación real de los últimos dos años, anualmente, y ejecuta una subasta
semestral para asignar los recursos del FRM [12][13]. Finalmente, opera un mercado
day-ahead de energía (DAM) y un mercado en tiempo real (RTM) de energía y reserva
con LRR, estimando las capacidades de transferencia de reserva entre zonas. De esta
manera, las distintas zonas pueden compartir reserva si no se violan restricciones de
transmisión en el sistema [14].
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76
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING

Informe Final
Midwest ISO (MISO) opera un mercado integrado mediante una co-optimización de
reserva y energía tanto para el DAM como para el RTM [15]. Para esto MISO define
zonas de reserva, junto con requerimientos locales y globales de reserva. MISO realiza
estudios cada 3 meses para establecer la cantidad de zonas de reserva y las fronteras de
éstas. En estos estudios se identifican las líneas congestionadas más importantes, para
luego clusterizar los nodos del sistema según el impacto que tengan en dichas líneas
congestionadas. En esta etapa pueden existir nodos que no son asignados a ninguna
zona, los cuales se agrupan en una zona extra sin requerimientos locales de reserva.
Finalmente, se realizan estudios diarios para establecer los requerimientos de reserva
horarios de cada zona, junto con los requerimientos globales de reserva [16].
Esta experiencia internacional muestra la importancia de contar con una definición de zonas
que sea consistente con el diseño de los mercados de servicios complementarios.
4.2.2 Estudios académicos: El estado del arte
Zonificaciones por motivos distintos a la reserva y control de frecuencia
La zonificación del sistema eléctrico en varias áreas ha sido estudiada con distintos fines. En los
últimos años el manejo de congestiones ha sido estudiado con especial énfasis y así han surgido
metodologías de zonificación del sistema para establecer áreas de bidding para el mercado de
la energía. En [17] se establecen zonas de bidding óptimas, clusterizando los nodos del sistema
en base a sus precios nodales con restricciones de seguridad de suministro (securityconstrained), mientras que [18] usa un enfoque estocástico para clusterizar los nodos según la
sensibilidad de éstos frente a las líneas más congestionadas. En [19] se establecen 5 indicadores
para evaluar la división de zonas de bidding.
Por otra parte, también se ha estudiado una zonificación del sistema en base a criterios de
seguridad distintos a la reserva. Por ejemplo, en [20] se establece una división del sistema para
hacer frente a emergencias de control de voltaje y en [21] se divide el sistema eléctrico para
establecer esquemas de recuperación de servicio en negro (blackstart).
Zonificaciones para mejorar la localización de la reserva
Un estudio recientemente publicado en IEEE [22] estudia la partición del sistema en zonas de
reserva dinámicas para hacer frente a la variabilidad de generación renovable para la reserva
operacional. Plantea una zonificación diaria en base a la operación esperada del sistema con
alta penetración renovable, donde las congestiones en la red, y por tanto las limitaciones para
entregar la reserva a las distintas partes del sistema, pueden ir cambiando de acuerdo a la
generación renovable.
Hedman y Wang [22] proponen que para realizar la partición del sistema se use una medida de
distancia entre nodos basada en los Power Distribution Factors Difference (PTDFD), planteando
que dos nodos cercanos pertenecen a una misma zona en función del valor de sus PTDFDs. La
fórmula de la métrica de distancia usada está dada por (donde “i” y “j” denotan nodos y “l”
líneas, y el PTDF es el flujo por una línea asociado a 1MW de inyección en un nodo):
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77
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
𝑃𝑇𝐷𝐹𝐷𝑖,𝑗 = ∑
𝑙∈𝐿
Informe Final
|𝑃𝑇𝐷𝐹𝑙,𝑖 − 𝑃𝑇𝐷𝐹𝑙,𝑗 |
|𝐿|
4.2.3 Discusión con expertos del área
Los investigadores del CE-FCFM se contactaron con los autores del estudio [22] de la Arizona
State University y el Midwest ISO, con el fin de conocer el apetito real que existe en EEUU por
cambiar el paradigma de las zonas de reserva desde uno robusto a uno más dinámico.
De manera general, se definen zonas como un grupo de activos que comparten recursos y/o
servicios. Así, existen variadas razones por las cuales zonificar un sistema eléctrico. En
particular, MISO posee varias zonificaciones, entre las cuales podemos encontrar áreas de
control, zonas de reserva, zonas de planificación y zonas de demanda. En la Figura 27 se
observan 5 zonas de reserva y 7 zonas de planificación de MISO.
1
1
2
2
3
3
7
5
4
6
5 4
Figura 27: Zonas de reserva (5) (izquierda) y zonas de planificación (7) (derecha) de Midwest ISO.
En este contexto, los autores de [22] plantean que su línea de investigación está enfocada en la
definición de zonas de reserva como una manera de mejorar los problemas de entregabilidad
de la reserva en las soluciones determinadas por los modelos de optimización del tipo Unit
Commitment, de manera de encontrar soluciones más cercanas a las de un Security Constrained
Unit Commitment (SCUC). Las zonas de reserva se ven impactadas por las congestiones en la
red de transmisión las que pueden variar en el tiempo de manera estacional, diaria o incluso de
manera quasi-aleatoria con la alta penetración de renovables. En este sentido, se plantea que
una actualización de las zonas de reserva de acuerdo a los patrones de congestión del sistema
sería beneficioso (zonas de reserva dinámicas), esto en contraste a zonas robustas de reserva,
fijas en el tiempo como es la práctica actual. En particular, MISO está considerando cambiar sus
zonas de reserva de manera más frecuente ya que experimentan problemas en la entrega de
reservas.
Finalmente, se mencionó que el establecer zonas de reserva dinámicas podría mejorar los
resultados del Unit Commitment, aumentando el bienestar social. Sin embargo, existen
opiniones divergentes al respecto (ISO New England), las que plantean que los participantes del
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78
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
mercado desean conocer su demanda y competencia, por lo que prefieren una mayor
estabilidad en las zonas de reserva.
4.3 Modelos de co-optimización del despacho de energía y reserva
Una de las experiencias internacionales relevantes es la obtenida por el MISO (Midwest ISO,
EEUU), destacado en el 2011 con el premio Franz Edelman del Institute for Operations Research
and the Management Sciences (INFORMS) de Chicago, por sus avances en el área de Operations
Research and the Management Sciences27. El trabajo que realizaron estuvo principalmente
focalizado en mejorar la seguridad y la eficiencia del sistema de generación y transmisión, al
diseñar un modelo de operación del mercado de la energía (2005), complementándolo en una
segunda etapa con las transacciones de servicios auxiliares hacia el año 2009.
Las implementaciones realizadas para mejorar las decisiones en planificación y operación de
corto plazo del sistema, han generado unos ahorros de US$2,1 a 3 billones para el sistema, sólo
entre el año 2007 y el 2010. La forma para enfrentar ese complejo problema matemático fue
abordarlo a través de la co-optimización simultánea entre varios servicios.
El nuevo modelo está compuesto por 2 mercados; el primero determina las ventas de energías
necesarias para suplir la demanda, y el segundo, valoriza la transferencia de los servicios
complementarios, operando ambas aristas del sistema de manera óptima y conjunta, a través
de la coordinación de la generación y de la transmisión de diferentes regiones. Antiguamente,
el modelo matemático utilizado por el MISO sólo consideraba la energía, cuya metodología de
optimización era la manera estándar de resolver el problema:


Pre-despacho: determina si las plantas estarán apagadas o encendidas.
o Metodología matemática: Relajación Lagrangiana.
o Tipo de variable principal: Binaria.
o Resultado de interés: Decisión de encendido (o apagado) de cada unidad
generadora.
Despacho: determina los niveles de inyección de cada central y los precios.
o Metodología matemática: Programación Lineal.
o Tipo de variable principal: Continuas.
o Resultado de interés problema primal: nivel de generación de cada central.
o Resultado de interés problema dual: precios de la energía.
Con el objetivo de fortalecer la seguridad del sistema y controlar la variabilidad de la
generación y la demanda, era necesario integrar dentro de este mercado exclusivo de energía,
los algoritmos y valorizaciones de los servicios auxiliares. La metodología usual para resolver
este problema es definir el punto de operación de la energía y de la reserva como 2 problemas
separados y simples de resolver, pero asumiendo que el resultado final será un estado subóptimo del sistema. Para resolver el modelo considerando ambos aspectos al mismo tiempo y
bajo la misma metodología de resolución que estaba siendo utilizada, el problema se volvía
27
https://www.informs.org/About-INFORMS/News-Room/Press-Releases/Edelman-Winner-2011
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79
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
computacionalmente complejo y difícil de resolver, lo que llevó a una etapa de reestructuración
del modelo y de la metodología de optimización matemática.
Esto se ha logrado a través de un diseño técnico-económico que une 2 problemas que
usualmente se encuentran separados, el primero (Figura 28 (a)) está enfocado en definir y
generar una vinculación comercial con las centrales que estarán accesibles el día siguiente, para
lo cual es necesario conocer la disponibilidad de combustible, mantenimientos u otros factores
que puedan limitar su operación, definiendo así la matriz de generación y transmisión que es
necesaria activar para operar el sistema. El segundo modelo (Figura 28 (b)) se encarga de la
operación instantánea del mercado, basándose en la demanda real y en el estado del sistema,
definiendo el punto de operación óptimo a nivel técnico y económico de cada coordinado cada
5 minutos, y que debe ser ejecutado dentro de los siguientes 5 minutos.
Modelo de predespacho (a)
Estado a las
11:00 hrs
Estado a las
17:00 hrs
Modelo del despacho horario (b)
Tn =0:00
Tn+1=Tn +0:05
Sistema de
Transmisión
Oferta de
Generación
Energía
Programada
Estimadores de
Estado
Requerimiento
de Demanda
Despachos y
valorizaciones
de la Energía
00:10
Demanda
Programada
Mantenimiento
Generadoras
Predicción
Meteorológica
Corto Plazo
Mercado para el
próximo día
Despacho
Horario
Intercambio no
programado
Para 00:10
Restricciones de
Operación
Ofertas de
Generación
Actualizadas
Sistema de
Transmisión
Costos
Marginales
Nodales
Mantenimiento
Transmisión
Cronograma de
Operación
Restricciones
Figura 28: Esquema del proceso de pre-despacho del día anterior y despacho en la operación real.
Esto fue posible a través de una colaboración entre clientes y operadores, donde se focalizaron
los esfuerzos para representar las características que les gustaría observar en el modelo, dado
el dinamismo del despacho diario de las distintas zonas, con buenos estándares de seguridad
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80
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
sobre la operación y con el fin principal de tener un sistema que maximice el beneficio social de
quienes participan.
4.3.1 Descripción del modelo entero-mixto de co-optimización
Algunos aspectos de la formulación del modelo matemático MIP (Mixed Integer Programming)
utilizado en el MISO para representar el comportamiento del mercado de la energía y de los
servicios auxiliares de regulación de frecuencia y de reserva, se presentan a continuación.
Indices



𝑔: 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠.
ℎ: ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠.
𝑙: 𝑙í𝑛𝑒𝑎𝑠.
Variables
Variables de tipo binario (Status)




𝑈𝑔,ℎ
𝑈𝑠𝑡𝑎𝑟𝑡𝑔,ℎ
𝑈𝑠𝑡𝑜𝑝𝑔,ℎ
𝑈𝑅𝑔,ℎ
: Variable de unit commitment.
: Variable que indica si unidad parte en el periodo h o no.
: Variable que indica si unidad se apaga en el periodo h o no.
: Variable que indica si la unidad aporta regulating reserve o no.
Variables de tipo continua
 𝑃𝑔,ℎ
: Generación.
 𝑅𝑅𝑔,ℎ
: Regulating reserve.
 𝐶𝑅𝑔,ℎ
: Contigency reserve.
 𝐹𝑙,ℎ
: Flujo de la línea.
Parámetros

𝐶𝑔,ℎ
: Costo de energía del generador.

𝐶𝑠𝑡𝑎𝑟𝑡𝑔,ℎ
: Costo de partida del generador.

𝐶𝑠𝑡𝑜𝑝𝑔,ℎ
: Costo de parada del generador.

𝐶𝑟𝑢𝑛𝑔,ℎ
: Costo fijo de funcionamiento del generador.

𝐶𝑟𝑟𝑔,ℎ
: Costo para proveer regulating reserve del generador.

𝐶𝑐𝑟𝑔,ℎ
: Costo para proveer contigency reserve del generador.

𝑚𝑎𝑥
𝑃𝑔,ℎ
: Potencia máxima del generador.

𝑚𝑖𝑛
𝑃𝑔,ℎ
𝑚𝑎𝑥
𝑅𝑅𝑔,ℎ
𝑚𝑖𝑛
𝑅𝑅𝑔,ℎ
𝑇𝑚𝑖𝑛𝑔𝑈𝑃
𝑇𝑚𝑖𝑛𝑔𝐷𝑁
: Potencia mínima del generador.




: Máxima reserva del tipo regulating reserve.
: Mínima reserva del tipo regulating reserve.
: Mínimo tiempo de servicio.
: Mínimo tiempo fuera de servicio.
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81
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING

𝑈𝑃
∆𝑔,ℎ
: Rampa máxima de subida.

𝑚𝑎𝑥
𝐹𝑙,ℎ
: Flujo máximo de la línea.



𝐷ℎ
𝑅𝑅ℎ𝑟𝑒𝑞
𝐶𝑅ℎ𝑟𝑒𝑞
: Demanda del sistema.
: Requerimiento de reserva regulating reserve.
: Requerimiento de reserva contigency reserve.
Informe Final
Función Objetivo: la función objetivo consta de dos partes. La primera contiene los términos
asociados a la minimización de los costos de adquisición de la energía –multiplicación de la
energía despachada por la oferta realizada– más los costos de partida-parada de los
generadores. Por otro lado, la segunda parte contiene los términos asociados a la minimización
de los costos de adquisición de la reserva, tanto la del tipo regulation reserve como la
contigency reserve, cada tipo con su precio asociado.
𝑀𝐼𝑁 ∑
𝑝,ℎ
𝑃𝑔,ℎ ⋅ 𝐶𝑔,ℎ + 𝐶𝑠𝑡𝑎𝑟𝑡𝑔,ℎ ∙ 𝑈𝑠𝑡𝑎𝑟𝑡𝑔,ℎ + 𝐶𝑠𝑡𝑜𝑝𝑔,ℎ ∙ 𝑈𝑠𝑡𝑜𝑝𝑔,ℎ + 𝐶𝑟𝑢𝑛𝑔,ℎ ∙ 𝑈𝑔,ℎ
+∑
𝑝,ℎ
𝑅𝑅𝑔,ℎ ∙ 𝐶𝑟𝑟𝑔,ℎ + 𝐶𝑅𝑔,ℎ ∙ 𝐶𝑐𝑟𝑔,ℎ
Restricciones del modelo

Capacidad mínima y máxima la variable de generación Pg,h se restringe a la potencia
mínima y máxima considerando la variable U de commitment (que solamente puede
adoptar valores binarios 0/1). Adicionalmente se incluyen las variables de reserva
regulating y contigency reserves.
∀ 𝑔, ℎ:
∀ 𝑔, ℎ:

𝑚𝑎𝑥
𝑚𝑎𝑥
𝑚𝑎𝑥
𝑃𝑔,ℎ + 𝑅𝑅𝑔,ℎ + 𝐶𝑅𝑔,ℎ ≤ 𝑈𝑔,ℎ ∙ 𝑃𝑔,ℎ
+ 𝑈𝑅𝑔,ℎ ∙ [𝑅𝑅𝑔,ℎ
− 𝑃𝑔,ℎ
]
𝑚𝑖𝑛
𝑚𝑖𝑛
𝑚𝑖𝑛
𝑃𝑔,ℎ − 𝑅𝑅𝑔,ℎ + 𝐶𝑅𝑔,ℎ ≥ 𝑈𝑔,ℎ ∙ 𝑃𝑔,ℎ
+ 𝑈𝑅𝑔,ℎ ∙ [𝑅𝑅𝑔,ℎ
− 𝑃𝑔,ℎ
]
Mínimo tiempo de encendido y apagado Esta restricción representa el tiempo que
necesita cada central para apagarse o encenderse, valor que está directamente
relacionado al proceso de transformación del combustible a energía eléctrica y sus
inercias térmicas.
∀ 𝑔, ℎ:
𝑈𝑠𝑡𝑎𝑟𝑡𝑔,ℎ − 𝑈𝑠𝑡𝑜𝑝𝑔,ℎ = 𝑈𝑔,ℎ − 𝑈𝑔,ℎ−1
ℎ
∀ 𝑔, ℎ:
∑
𝑈𝑠𝑡𝑎𝑟𝑡𝑔,ℎ1 ≤ 𝑈𝑔,ℎ1
𝑈𝑃
ℎ1 =ℎ−𝑇𝑚𝑖𝑛𝑔
ℎ
∀ 𝑔, ℎ:
∑
𝑈𝑠𝑡𝑜𝑝𝑔,ℎ1 ≤ 1 − 𝑈𝑔,ℎ1 )
𝐷𝑁
ℎ1 =ℎ−𝑇𝑚𝑖𝑛𝑔
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82
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING

Máxima de toma de carga La habilidad de una central para inyectar energía al sistema,
en cierta cantidad de tiempo. Esta condición apoya directamente el control de la
variabilidad de la demanda, y de la generación eólica y fotovoltaica.
𝑈𝑃
𝑃𝑔,ℎ − 𝑃𝑔,ℎ−1 ≤ ∆𝑔,ℎ
∀ 𝑔, ℎ:

Restricciones en la transmisión Esta es la limitación constructiva, operativa o de
seguridad asociada al flujo de energía de las líneas de transmisión y de los
transformadores. Se utilizan factores de participación de las injecciones en los flujos de
las distintas líneas de la red.
∀𝑙, ℎ:
∑ 𝑃𝑔,ℎ ⋅
𝑔

Informe Final
𝜕𝐹𝑙,ℎ
𝑚𝑎𝑥
≤ 𝐹𝑙,ℎ
𝜕𝑃𝑔,ℎ
Abastecimiento de la demanda: A nivel del sistema se hace el balance generacióndemanda, para cada periodo.
∀ℎ:
∑ 𝑃𝑔,ℎ = 𝐷ℎ
𝑔

Cumplimiento de los requerimientos de reserva: en cada periodo se formulan dos
restricciones para abastecer los requerimientos.
∀ℎ:
∑ 𝑅𝑅𝑔,ℎ ≥ 𝑅𝑅ℎ𝑟𝑒𝑞
𝑔
∀ℎ:
∑ 𝑅𝑅𝑔,ℎ + 𝐶𝑅𝑔,ℎ ≥ 𝐶𝑅ℎ𝑟𝑒𝑞
𝑔
Si bien estas son sólo algunas de las restricciones del modelo, posteriormente todas fueron
revisadas en un proceso de ajuste, en donde los conjuntos de soluciones que el problema
puede definir como viables se acotaron, debido a que en realidad no son factibles. Por ejemplo,
la relajación de las restricciones de generación para aquellas centrales que son autodespachadas. Este tipo de simplificaciones llevan a que el problema se solucione más rápido, y
que la solución sea más representativa de la operación real.
Los esfuerzos del MISO también incluyeron establecer cuáles fueron las formulaciones del
modelo que tenían un mayor impacto en el tiempo de resolución, usualmente aquellas que
incluyen variables binarias, y se buscaron estrategias matemáticas para re-estructurar aquellas
restricciones más relevantes. En el proceso se lograron descubrir algunas reformulaciones, que
permitieron encontrar una solución factible al problema, hasta un 15% más rápido que con la
ecuación original.
Finalmente, todo este proceso trajo consigo varios beneficios que se mencionan a
continuación:
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83
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 7 Resumen beneficios del proceso de mejoras en planificación de la operación
Beneficios Cuantitativos
Incremento en la seguridad operativa
Mejor despacho de la energía
Mejor uso de la capacidad disponible
Beneficios Cualitativos
Precios, información y transparencia
Planificación coordinada
Cumplimiento regulatorio
Mejoras en la regulación
Mejoras en las reservas en giro
Mayor integración de energías eólicas
Precios dinámicos
Control directo sobre la demanda y
sobre los contratos con cláusulas sobre
las interrupciones
Definición de la estructura de costos
del MISO
Para lograr este desarrollo fue necesario el aporte de otras 4 empresas, que junto al Midwest
ISO, lograron optimizar de forma exitosa un modelo que coordina de forma eficiente y bajo los
requerimientos de los coordinados y de la normativa, un sistema eléctrico complejo y con altos
niveles de manejo de demanda e inyección renovable, estimando para el 2020 una valoración
del proyecto de unos 6,1 a 8,1 billones de dólares.
4.4 Modelos de pronóstico de generación ERNC
4.4.1 Descripción del problema
Uno de los principales desafíos dentro del proceso de definir la operación en un sistema
eléctrico de potencia está relacionado a la variabilidad y la predictibilidad de las unidades de
generación. Las centrales convencionales, tanto térmicas como hidráulicas, se denominan
comúnmente generación despachable, ya que, dada su baja variabilidad y alto nivel de
predictibilidad, es usual que se cuente con información suficiente para definir su generación de
manera cierta (sin tomar en consideración eventuales fallas o indisponibilidades forzadas). Por
otro lado, hay un conjunto de tecnologías que se denominan no-despachables, y que
corresponden a aquellas que, dado su nivel de variabilidad y predictibilidad, no siempre es
posible decidir de manera anticipada su nivel de generación en la red.
El principal problema de no conocer de manera anticipada la generación de estas tecnologías,
es que el sistema eléctrico debe ser capaz de compensar los errores que se cometen entre la
operación programada del sistema y su operación real. Esta compensación depende
directamente de la capacidad que tengan las centrales convencionales en virtud de sus
restricciones técnicas o de su flexibilidad para enfrentar distintos escenarios de variabilidad.
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84
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
No todas las tecnologías no-despachables presentan el mismo nivel de variabilidad y
predictibilidad, la Figura 29 ilustra de manera cualitativa estos niveles para distintas tecnologías
de generación. A partir de dicha figura, es posible concluir que las tecnologías con mayor nivel
de variabilidad e incerteza corresponden a la solar fotovoltaica y eólica, por tanto implican un
desafío mayor a la hora de ser incluidas dentro de la operación del sistema.
Figura 29: Variabilidad y Predictibilidad de Recursos de Generación No-Despachables.
Por otro lado, la variabilidad de estos recursos se presenta en distintas escalas de tiempo,
afectando por tanto a diferentes procesos de planificación y operación del sistema eléctrico. La
Figura 30 muestra el impacto que puede tener la variabilidad del viento en los procesos de
operación del sistema dependiendo de la escala de tiempo.
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85
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 30: Variabilidad del Viento y su impacto en los procesos de operación del sistema.
Se puede comprender entonces que el error en la predicción de la generación no-despachable
implica errores en distintos procesos de la operación del sistema, en la práctica esto puede
provocar distintas consecuencias, tales como:
• Un aumento en los costos de operación por el uso de centrales convencionales de
mayor costo, que no eran parte de la operación programada.
• Vertimiento o recortes de recursos renovables de bajo costo en casos en que la oferta
de generación variable supere a la necesidad demandada, o que por otras razones
(técnicas y/o de seguridad) no se pueda incorporar al sistema.
• Inestabilidad de frecuencia en el sistema en caso de que las centrales convencionales no
tengan la capacidad de respuesta frente a reducciones abruptas de generación variable.
• Racionamiento en caso de que las centrales disponibles no sean capaces de suplir la
demanda del sistema.
Se identifica entonces que el efecto que puede tener un error en el pronóstico de la generación
variable no sólo afecta a los costos, sino que además a la seguridad del sistema.
Una estimación realizada por ERCOT (Electric Reliability Council of Texas) [2] concluye que el
costo de integración de la energía eólica, por concepto de variabilidad e incertidumbre, es
aproximadamente 0,65 [USD/MWh]. Sin embargo, esta estimación depende del modelo de
predicción utilizado para el sistema, del nivel de participación de la generación eólica y de la
flexibilidad del sistema.
4.4.2 Beneficios de su solución
A partir de las consecuencias que puede tener un error en el pronóstico de la generación
variable, se puede deducir que el beneficio que implica un modelo apropiado de pronóstico
afecta tanto a los costos como a la seguridad del sistema.
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86
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Para cuantificar el beneficio que puede otorgar el uso de modelos de pronóstico con un mayor
nivel de precisión, NREL realizó un estudio enfocado en el Western Electricity Coordinating
Council (WECC) [3], en el cual se analiza el beneficio obtenido al mejorar, en un 10% y en un
20%, un modelo climático de predicción del viento para el día siguiente considerando distintos
niveles de participación eólica. La demanda del WECC considerada en el estudio corresponde a
aproximadamente 900 [TWh] al año, y se consideran niveles de participación eólica de 0%, 3%
10%, 14% y 24%.
En términos de seguridad, se calculó el déficit de reserva operativa anual en términos de
energía para tres modelos de pronósticos definidos como: State Of the Art (SOA), 10%
improvement y 20% improvement, ilustrados en la Figura 31. Al mejorar el modelo de
pronóstico en un 10% y en un 20%, el déficit de reserva operativa se reduce en promedio en un
45% y 65% respectivamente.
Figura 31: Déficit de reserva operativa según modelos de pronóstico de generación eólica para un nivel de
participación eólica de un 24% en el WECC [3].
En concepto económico, el estudio realiza una estimación del ahorro en términos de costo
operativo al mejorar el modelo de pronóstico en un 10% y un 20%, considerando los distintos
niveles de participación eólica. En la Figura 32 es posible notar el resultado de dicha estimación,
donde se puede concluir que para altos niveles de participación eólica el beneficio económico
en el costo operativo aumenta, alcanzando niveles de US$M 200.
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87
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 32: Ahorro anual promedio del costo operativo para distintos niveles de participación eólica,
considerando una mejora del modelo de pronóstico de un 10% y un 20% [3].
Finalmente, el estudio cuantifica la cantidad de energía eólica recortada en cada caso, en
términos de reducción de recortes al mejorar el modelo en un 10% y en un 20%. En la Figura 33
se presenta el resultado, donde se aprecia que al mejorar el pronóstico en un 10% y un 20%, es
posible reducir los recortes eólicos, en promedio, en un 4% y 6% respectivamente.
Figura 33: Porcentaje de reducción de recortes eólicos al mejorar el pronóstico, considerando una participación
eólica de un 24% [3].
4.4.3 Soluciones planteadas
Dentro de los desafíos relacionados a la inclusión de los modelos de pronóstico en la operación
del sistema, se pueden identificar tres etapas:
1. Determinación de series de tiempo del pronóstico del recurso renovable
2. Transformación de dichas series en generación eléctrica en el sistema
3. Metodología de inclusión de dichas series en los modelos de operación.
A lo largo de esta sección se detallarán distintas soluciones planteadas para estas tres etapas en
modelos de pronóstico de viento.
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88
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Dentro de la primera etapa, una metodología usada en distintos estudios [4][5] para definir
series de tiempo es la utilización de datos históricos, ya sea en términos del recurso (velocidad
del viento), en términos de generación, o bien la utilización de modelos climáticos calibrados
con información atmosférica. En cierta medida existe una ventaja en la utilización de
información histórica, ya que no existe un sesgo relacionado con el grado de realismo que
pueda tener la información o la correlación que ésta tenga con otras variables como la
temperatura.
Una segunda metodología corresponde a la generación de series sintéticas de tiempo, las
cuales resultan particularmente útiles en aquellos casos donde la información histórica no es
suficiente, ya sea porque los datos son limitados en términos temporales o geográficos, o bien
porque existen vacíos en las mediciones. En cualquiera de dichos casos, los modelos de series
sintéticas utilizan un conjunto de parámetros que permiten extrapolar la información de
manera temporal, espacial o para rellenar espacios de información faltante. Existen un
conjunto de modelos que permiten generar series sintéticas de tiempo: modelo auto-regresivo
(AR), modelo de media móvil (MA), modelo auto-regresivo de media móvil (ARMA), modelo
auto-regresivo integrado de media móvil (ARIMA), Cadenas de Markov, métodos espectrales,
entre otros [6][7].
La segunda etapa de pronóstico corresponde a la transformación de dichas series de recurso
(por ejemplo series de velocidad de viento) en generación eléctrica. Si se realiza dicho ejercicio
para una unidad de generación en particular, la metodología sugerida sería utilizar la curva de
potencia del fabricante de la unidad para calcular la potencia de salida en función de la
velocidad del viento. Sin embargo, cuando se considera un sistema eléctrico completo o bien un
conjunto de unidades de generación, la potencia de salida no puede ser simplemente calculada
con una curva de potencia agregada, ya que existe un relevante grado de diferenciación entre
unidades distribuidas o bien separadas a lo largo de un amplio territorio geográfico. En general,
para las unidades eólicas, se ha corroborado que existe un efecto de compensación al agregar
la potencia generada por un conjunto de unidades [7].
Finalmente, la última etapa es aquella en que las series de recurso o de generación,
determinadas previamente, son incluidas en el modelo de optimización del sistema. En general
existen dos aproximaciones, la primera de ellas determinística, en la cual existe un perfil de
recurso o de generación definido para cada etapa de tiempo dentro del horizonte evaluado,
perfil que se asume como conocido para la optimización del sistema. Una segunda alternativa
es una metodología estocástica, donde se tienen distintos escenarios de recurso o de
generación, cada uno de ellos asociado a una probabilidad de ocurrencia.
En la práctica, distintos operadores de sistema no utilizan sólo un modelo de predicción para la
operación del sistema sino que un conjunto de modelos, los modelos más utilizados se detallan
a continuación [8].


Weather Situational Awareness: Corresponde al pronóstico de alertas meteorológicas
que pueden influir en las fuentes de generación variable, por ejemplo avisos de
tormenta.
Day-ahead: Pronósticos a nivel horario para los próximos días, generalmente
actualizados cada 6 u 8 horas. Usualmente se utilizan en procesos de unit commitment
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89
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING





Informe Final
al momento de decidir el conjunto de generadores que formaran parte de la operación
para el día siguiente.
Intra-day: Pronósticos para las siguientes horas (4 u 8 próximas horas). Usualmente se
actualizan cada 10 minutos, o al menos cada hora. Su utilización es relevante para
anticipar rampas de generación variable.
Nodal: Corresponde a pronósticos agregados de generación variable dentro de un nodo
del sistema de transmisión. El modelo de pronóstico nodal es particularmente útil para
analizar la congestión en transmisión.
Persistent: Modelo de pronóstico que asume que el actual nivel de generación
renovable se mantendrá sin modificaciones para un futuro cercano. Ya que el viento es
un fluido con propiedades de inercia, su tendencia es a cambiar de manera lenta, por
tanto los modelos de persistencia son particularmente útiles para el análisis dentro de
una hora para decisiones de corto plazo.
Ensemble: Corresponde a la agregación de dos o más pronósticos. Tomando en cuenta
que ningún modelo de pronóstico es perfecto, existen operadores que optan por utilizar
pronósticos agregados.
Numeric Weather Prediction (NWP): Utiliza información climática de distintas
organizaciones y relaciones físicas para generar modelos de pronóstico de gran escala.
Usualmente tienen una limitación en la resolución espacial ya que dadas las mediciones
que utiliza no puede capturar diferencias de terreno en grillas menores a los 10 km.
En la Tabla 8 se tiene un resumen de la capacidad de generación eólica y solar en distintos
sistemas internacionales (al año 2014), y el resumen del modelo de pronóstico que utiliza cada
operador del sistema.
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90
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 8 Resumen del estado de pronósticos de generación renovable para distintos operadores [8]
Los distintos operadores internacionales utilizan modelos de pronóstico que dependen de la
ventana de tiempo que se esté evaluando, estos modelos pueden ser clasificados en modelos
de pronóstico de corto plazo (hours-ahead), de mediano plazo (day-ahead) y de largo plazo
(week-ahead). El resumen de los distintos modelos utilizados por operadores internacionales
para cada una de esas ventanas temporales se expone en la Tabla 9.
Tabla 9 Modelos de pronóstico utilizados por distintos operadores para cada ventana de tiempo [8]
Operador
AESO
APS
Pronostico de corto
plazo
Horario, actualizado
cada 10 minutos
Tiempo real y horario,
actualizado cada 15
minutos
Pronostico de
mediano plazo
Día siguiente, datos
para los siguientes 7
días
Día siguiente, datos
para los siguientes 3
días, actualizado cada
hora; pronostico del
próximo día solar
ajustado según se
necesite
Pronostico de largo
plazo
Semana siguiente,
actualizado
diariamente;
incluso mensual,
cuatrimestral, o
anual para la
demanda y toda la
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91
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
generación
BPA
CAISO
Glacier
Wind
Idaho
Power
PG&E*
PGE
Horario, cubre 7 días,
se actualiza cada hora
Horario, cubre las
siguientes 7 horas,
entregado 15 minutos
después de cada hora
y al menos 1 hora y 45
minutos antes de
tiempo real
Corto plazo,
actualizado bajo
requerimiento (en
promedio cada 10
minutos); estima la
próxima hora
siguiente y cubre las
siguientes 86 horas
Hora siguiente, cubre
las próximas 6 horas y
se actualiza cada hora.
Ver a CAISO para el
viento
Recibe los pronósticos
de corto plazo
PSE
Hora siguiente,
actualizado cada 10
minutos
SMUD*
Pronostico solar para
la siguiente horaria
para los 5 siguientes
días, se actualiza cada
hora;
ver a CAISO para el
viento
Día siguiente
Día siguiente de
Lunes a Jueves, y los
3 días siguientes para
fin de semana; cubre
hasta los próximos 5
días si se presentan
feriados
Ver a CAISO para el
viento; pronóstico
para el día siguiente
externalizado, pero
bajo observaciones
Recibe los
pronósticos de
mediano plazo
Día siguiente,
extendido hasta 7
días
Semana siguiente
Pronostico de
Largo plazo usado
internamente
Pronostico mensual
usado para
mantenimientos
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92
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
SCE*
Turlock
Horario, cubre las
siguientes 168 horas,
actualizado cada 10
minutos; participa en
el PIRP del CAISO para
el viento
Hora siguiente,
actualizado cada hora
Día siguiente, cubre
las próximas 168
horas, actualizado
cada 8 horas
Informe Final
Mes siguiente,
cubre los próximos
30 días, actualizado
diariamente
Día siguiente, cubre
los próximos 7 días
Semana siguiente,
Xcel
3 horas siguientes con
actualizado cada 15
Energy
datos cada 15 minutos
minutos con datos
cada hora
Nota: En muchos casos, el pronóstico cubre el corto, mediano y largo plazo.
* También recibe el pronóstico del CAISO (PIRP)
Como se comentó en la descripción de los distintos modelos de pronóstico, dependiendo de sus
características tienen usos diferentes en la operación del sistema. En la Tabla 10 se muestra el
uso que cada operador hace de sus modelos de pronóstico en distintas instancias de operación
del sistema.
Tabla 10 Uso de los modelos de pronóstico de generación variable para distintos operadores [8]
Dentro de los modelos de pronóstico explicados previamente, la Tabla 11 resume los modelos
utilizados por los principales operadores de sistema a nivel internacional.
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93
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 11 Modelos de pronóstico utilizados por distintos operadores de sistema [8]
Finalmente, es importante comprender que para los operadores enlistados previamente, existe
un conjunto de modelos que aportan a la creación de pronósticos de generación variable, así
como también distintas fuentes de información que alimentan a cada uno de esos modelos. La
combinación de esas variables es la que determina el nivel de precisión que logra cada
operador al producir los pronósticos de generación. Usualmente, la precisión es medida con el
error absoluto promedio (MAE), dentro de otras métricas para el cálculo de error en las
proyecciones. La Tabla 12 muestra la precisión que han logrado distintos operadores para el
año 2011 y 2013. En cada caso se puede notar una disminución en los errores de pronóstico
entre ambos años.
Tabla 12 Precisión de la predicción de generación variable para distintos operadores de sistema [8]
Se comentó previamente que la precisión de los pronósticos dependía de las fuentes de
información y de los modelos utilizados, pero también resulta relevante conocer el grado de
integración que tienen estos modelos dentro de los procesos de operación (trabajo realizado en
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94
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
las salas de control de los operadores). La Tabla 13 muestra aquellos operadores que cuentan
con una visualización de los pronósticos en sus salas de control, aquellos que han integrado los
pronósticos a los sistemas de manejo de energía, los operadores que han sido capacitados en el
ámbito de los pronósticos de generación variable y aquellos que se encuentra familiarizados
con el tema. Estas variables si bien son difíciles de cuantificar o de medir su impacto en la
precisión que tienen los modelos de pronóstico en la operación del sistema, son claramente
relevantes a la hora de aplicar lo modelos en la operación real.
Tabla 13 Integración del pronóstico de generación variable en las salas de control de los operadores [8]
4.4.4 Caso de estudio
La visión que tienen distintos operadores de sistema a nivel internacional en relación a los
modelos de pronóstico es variada. Por ejemplo, Portland General Electric (PGE), previo a la
utilización de modelos de pronóstico, asumía en sus esquemas de operación intra-diarios que
no existía generación eólica, lo que en la práctica implicaba utilizar capacidad de generación
para cubrir toda la generación eólica real. Luego de aplicar modelos de pronóstico para su
operación del sistema, PGE ha declarado que solo un día de evitar esa sobre cobertura de
capacidad es suficiente para financiar el costo de aplicar el modelo de pronósticos por todo un
año [8].
Sin embargo, la cuantificación del análisis costo-beneficio que tiene el mejorar los modelos de
pronóstico no es un ejercicio simple. Xcel Energy se encuentra en un proceso de evaluación
para determinar el costo que implica reducir en un 1% el error absoluto promedio de sus
modelos de pronóstico. La Public Service Company of Colorado (PSCo) han valorizado dicha
reducción de 1% en 1,3 millones de dólares al año, mientras que la Southwestern Public Service
Company (SPS) ha valorizado la misma reducción en 250 mil dólares al año [8].
En términos de beneficio, Xcel Energy ha realizado una serie de mejoras a sus modelos de
pronóstico eólicos, que permitieron disminuir el error absoluto promedio del pronóstico eólico
de 18,01% (2009) hasta un 11,04% (2013), dicha reducción de un 38,7% del error se valoriza en
un ahorro de 20,4 millones de dólares [9].
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95
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
4.5 Modelos de co-optimización electricidad-gas
4.5.1 Descripción del problema
El proceso de operación de un sistema eléctrico requiere de la consideración de una serie de
restricciones técnicas de los distintos elementos del sistema, de lo contrario, la programación
de la operación puede estar asumiendo estados de operación técnicamente infactibles (por
ejemplo, la utilización de una unidad termoeléctrica bajo su mínimo técnico). De igual manera,
los elementos de una red de gas también poseen una serie de restricciones técnicas, por
ejemplo el nivel de presión mínimo en la red, las cuales deben ser consideradas al momento de
programar la operación del sistema. Es, por tanto, una necesidad la inclusión del modelo de la
red de gas dentro del proceso de operación del sistema.
Si bien la generación en base a gas es definida como despachable, ya que existe un alto nivel de
certidumbre sobre su disponibilidad, su operación real no siempre es coincidente con la
operación programada, ya que corresponde a una tecnología complementaria para otras
fuentes de generación variable.
Un ejemplo del efecto que tiene las restricciones técnicas de la red de gas en la operación
eléctrica se muestra en la Figura 34 donde se aprecia en el gráfico superior la potencia
generada (programada y real) de las centrales de gas y en el gráfico inferior la presión de la red
de gas. Es posible notar que la potencia real generada (línea verde) no coincide de manera
exacta con la programación de la operación de la central, esta diferencia provoca que se
alcance el nivel mínimo de presión de gas en la red, lo que obliga a reducir el despacho real de
la central de manera abrupta para recuperar el nivel de presión.
En definitiva, el no incluir las restricciones de la red de gas en la operación del sistema puede
provocar no solo el sub-dimensionamiento de los costos de operación –provocado por asumir
condiciones de operación de la red de gas que incumplen con sus restricciones operativas–
sino que además se pueden ocasionar estados de operación críticos, en los cuales la activación
de los sistemas de protección de la red de gas (e.g. desconexión de un ciclo combinado como
una medida de protección ante la baja de presión de la red de gas) afecte a la estabilidad del
sistema eléctrico.
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96
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 34: Efecto de la restricción de presión de la red de gas en la operación del sistema eléctrico[1].
4.5.2 Beneficio de su solución
Un estudio que analiza el caso del sistema eléctrico y de gas en Brasil donde se aplican dos
modelos de operación del sistema, incluyendo y sin incluir el modelamiento de la red de gas en
la operación se presenta en [2]. En la Figura 35 se muestra el resultado del costo marginal anual
promedio, para el sistema sur de Brasil, con y sin restricciones de gas; en ella se puede notar
que si no se consideran las restricciones de gas el costo marginal se encuentra subdimensionado hasta en un 58% respecto al caso que considera las restricciones de la red de gas.
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97
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 35: Resultados de Costo Marginal Anual Promedio con y sin restricciones de gas [2].
El cambio en los costos del sistema se debe al efecto de modificar el despacho del conjunto de
centrales del sistema a causa de las restricciones del mismo, en este caso las restricciones de la
red de gas. Por lo tanto, se puede comprender que el despacho de las centrales de gas se ve
modificado entre un modelo con restricciones y otro sin restricciones. En la Figura 36 se puede
notar que, si bien el despacho promedio de las centrales de gas es similar entre el caso con y sin
restricciones (líneas azul y roja respectivamente), la potencia máxima despachada es
significativamente menor cuando se consideran las restricciones de la red de gas. Este
fenómeno evidencia que el no considerar las restricciones de la red de gas puede implicar una
operación errónea de las centrales, alterando el despacho esperado en el sistema.
Figura 36: Potencia promedio y Potencia máxima despachada de Gas para caso con y sin restricciones de gas [2].
4.5.3 Soluciones planteadas
Una primera aproximación a la inclusión de las restricciones de gas dentro de la operación del
sistema corresponde a utilizar el resultado de la coordinación hidro-térmica para calcular la
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98
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
utilización del gas dentro de la solución encontrada [2]. De esta manera, es posible calcular la
probabilidad de que exista un déficit de gas dentro de la operación programada del sistema, la
Figura 37 muestra el resultado de esta probabilidad de déficit de gas dentro del estudio
nombrado en la sección anterior [2]. Sin embargo, esta metodología no permite realizar un
ajuste directo de la solución encontrada que permita, por un lado, disminuir la probabilidad de
déficit de gas y, por otro lado, mantener la solución dentro de un criterio de optimalidad. Lo
que si permite es realizar iteraciones sobre el modelo del sistema eléctrico luego de ajustar sus
restricciones de gas dada la solución anterior obtenida [3].
Figura 37: Probabilidad anual de déficit de gas [2].
Una segunda alternativa corresponde a la inclusión de las restricciones de la red de gas dentro
de un modelo de coordinación hidro-térmica [4][5][6]. Para ello se plantea la representación de
la red de gas en un conjunto de nodos y líneas, dentro de los cuales se tienen nodos de
suministro y nodos de consumo de gas, y donde el flujo de gas se traslada entre un nodo y otro
a través de sus líneas de conexión. Cada nodo tiene asociado una variable de presión, así como
cada línea tiene asociada una variable de flujo.
Una primera restricción relevante en esta modelación de la red de gas es el límite, tanto
superior como inferior, de presión al cual puede operar dicha red, y que no pueden ser
excedidos en cada uno de los nodos del sistema.
𝑃𝑖,𝑚𝑖𝑛 ≤ 𝑃𝑖 ≤ 𝑃𝑖,𝑚𝑎𝑥
Donde 𝑃𝑖 corresponde a la presión del nodo i, y 𝑃𝑖,𝑚𝑖𝑛 y 𝑃𝑖,𝑚𝑎𝑥 al límite de presión inferior y
superior respectivamente.
Por otro lado, se tiene también una restricción de balance en cada nodo, en donde la suma del
suministro (𝑠𝑗 ) más los flujos de gas entrantes al nodo (∑𝑗 𝑓𝑗𝑖 ) deben ser iguales a la suma de
flujos salientes del nodo (∑𝑗 𝑓𝑖𝑗 ) más la suma de los consumos (𝑑𝑖 + 𝑒𝑖 ).
𝑠𝑗 + ∑ 𝑓𝑗𝑖 = ∑ 𝑓𝑖𝑗 + 𝑑𝑖 + 𝑒𝑖
𝑗
𝑗
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99
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Una restricción de la red que resulta compleja de incluir en los modelos de optimización dada
su no-linealidad corresponde a la relación entre el flujo y las diferencias de presión entre dos
nodos de la red. Adicionalmente, estas variables no solo se relacionan entre sí de forma nolineal, sino que además su relación depende del tipo de línea de gas, entre las cuales se definen
dos tipos: líneas pasivas, que corresponden a líneas regulares, y líneas activas, que
corresponden a líneas regulares con un compresor para ajustar la diferencia de presión entre
dos nodos de término de la red.
𝑠𝑖𝑔𝑛(𝑓𝑖𝑗 )𝑓𝑖𝑗2 = 𝐶𝑖𝑗2 (𝑝𝑖2 − 𝑝𝑗2 ) , 𝑙í𝑛𝑒𝑎 𝑝𝑎𝑠𝑖𝑣𝑎
4𝑓𝑖𝑗2 ≤ −𝐶𝑖𝑗2 (𝑝𝑖2 − 𝑝𝑗2 ) , 𝑙í𝑛𝑒𝑎 𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎
En términos generales el flujo entre dos nodos corresponde a una función cuadrática de la
diferencia de presión entre dichos nodos, además de una constante relacionada con las
propiedades de la línea (largo, diámetro, rugosidad) y con la composición del gas. Existe, por lo
tanto, una dificultad al intentar incluir una restricción cuadrática dentro del problema de
optimización, por lo que surge la alternativa de linealizar la relación entre las variables ya
mencionadas [2].
Finalmente, la última restricción corresponde a la presión en los nodos de salida de la red, en
los cuales cada compresor limita superiormente esta variable.
𝑃𝑗 ≤ 𝑃𝑗,𝑚𝑎𝑥
4.5.4 Caso de estudio
En Estados Unidos, el Operador Independiente del Sistema del Medio oeste (MISO) se
encuentra en proceso de evaluación de un modelo de co-optimización de gas y electricidad [7].
En este proceso se han modelado la red de gas en tres etapas:



En primer lugar, una representación agregada en la cual se simplifica el estado de
operación de las líneas de gas, todas ellas conectadas a un solo nodo. De igual manera,
todos los consumos de gas se encuentran conectados al mismo nodo.
Una segunda iteración del problema considera una representación multi-nodal de la
red, en la cual se desagrega en un conjunto de nodos, cada uno de ellos con su
respectivo suministro y consumo, y con líneas de gas que los interconectan.
Finalmente, la última iteración considera un mayor nivel de detalle en la operación de la
red, como por ejemplo la inclusión de los contratos de gas.
Para modelar el suministro de gas, se asume que existe suficiente gas para suplir la demanda
requerida (no existe un límite en el suministro). Por otro lado, cada suministro de gas tiene un
volumen de producción inicial, un volumen máximo y mínimo de operación, y variables de
volumen producido y su costo asociado.
La representación de las líneas de gas no solo tiene relación con la conexión entre los puntos de
suministro y los puntos de consumo, también son utilizados para conectar distintas zonas de
mercado del gas, en las cuales puede existir un precio o tarifa diferente dependiendo del
mercado. Cada uno de estos mercados es representado por nodos o por un conjunto de nodos.
Cada línea de gas incluye su volumen inicial, el nivel máximo y mínimo de volumen, un costo
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100
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
por flujo que corresponde al costo incremental de extraer gas de la línea en relación al flujo que
produce, y un flujo máximo, que corresponde al gradiente de volumen máximo permitido en la
línea.
La demanda de gas se divide en dos categorías: Eléctrica de Potencia y No Eléctrica. La segunda
corresponde los consumos de gas comerciales, residenciales e industriales y se modelan de
acuerdo a pronósticos basados en el consumo histórico y en las proyecciones del sector, de
manera análoga al tratamiento que se realiza para la demanda eléctrica. Al igual que en el caso
de la demanda eléctrica, la demanda no suministrada de gas tiene un costo de racionamiento
asociado. Por otro lado, la demanda eléctrica de gas se encuentra asociada directamente a la
operación de las centrales, por tanto su perfil de consumo depende del perfil de generación de
las unidades.
Finalmente, se modela el almacenamiento de gas, cuya representación es análoga al
almacenamiento de embalses de unidades hidroeléctricas, y donde se tiene un volumen inicial
y final, volumen máximo y mínimo, una tasa máxima de extracción y de inyección, costo
marginal asociado a la extracción e inyección, y una rampa máxima de volumen entre dos
intervalos de tiempo.
Con dicha modelación de la red de gas, conectada a la red eléctrica a través de la relación entre
la demanda eléctrica de gas y la generación de las centrales a gas, se realiza un proceso de cooptimización cuya función objetivo a minimizar es la siguiente:
min 𝑃𝐶𝑒 + 𝑃𝐶𝑔 + 𝐷𝑆𝑒 + 𝐷𝑆𝑔 + 𝐴𝑆𝑐
Donde:





PCe corresponde al costo de producción eléctrico.
PCg al costo de producción de gas.
DSe al costo de racionamiento eléctrico.
DSg al costo de racionamiento de gas.
ASc al costo de servicios complementarios.
El modelo considera restricciones de la red eléctrica, restricciones de la red de gas, balances
eléctricos, balances de gas y requerimientos de servicios complementarios.
La utilización de este modelo de co-optimización permite determinar la operación óptima tanto
del sistema eléctrico como de la red de gas, además de entregar los costos asociados a las
restricciones de cada uno de los sistemas.
4.6 Diseño de mercado acorde a las nuevas necesidades de flexibilidad
4.6.1 Descripción del problema
Previo al surgimiento de las tecnologías renovables de carácter variable como alternativa de
alta participación en los sistemas eléctricos, las tecnologías predominantes eran las llamadas
convencionales (térmicas e hidráulicas). Este mix convencional permitía que los sistemas
operaran con un alto grado de certeza respecto a la disponibilidad de los recursos, en donde
gran parte de la energía se suplía con generación hidráulica y térmica de forma constante, y las
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101
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
variaciones de demanda podían ser enfrentadas con generación hidráulica con capacidad de
embalse o, eventualmente, con centrales térmicas. En dicho contexto, los sistemas podían
contar con flexibilidad suficiente en su parque generador para enfrentar las variaciones (lentas)
de la demanda, y la mayor necesidad se identificaba en la capacidad de cubrir la demanda
máxima del sistema, además de suplir la demanda en todo instante de tiempo. En términos de
costo, dichas necesidades se pueden ver traducidas en el mercado como precios de potencia y
de energía asociados a la necesidad de suplir la demanda máxima y la energía demandada.
En los últimos años, los costos de las tecnologías de generación renovables variables y el interés
de los países por incentivar su desarrollo han permitido que dichas tecnologías se inserten de
manera importante en los sistemas eléctricos. Este tipo de tecnologías tiene como parte de sus
características el ser variables a lo largo del tiempo y difíciles de predecir, lo que en la práctica
ocasiona que el sistema eléctrico debe ser capaz de reaccionar frente a las variaciones no sólo
de la demanda sino que también de la generación variable. En este nuevo contexto tecnológico,
surgen un conjunto de necesidades en el ámbito de la flexibilidad, en la Figura 38 se muestra un
caso de operación con un alto nivel de energía renovable y se identifican cuatro necesidades de
flexibilidad en el sistema para cubrir la demanda aprovechando la generación renovable
variable: la primera de ellas (1) corresponde a la capacidad de reducir la generación de manera
relevante en un corto tiempo (rampa de bajada) y eventualmente la necesidad de apagar
unidades térmicas que luego necesitan ser encendidas nuevamente (tiempos mínimos de
encendido y apagado), la segunda (2) tiene relación con la capacidad de operar a un bajo nivel
de potencia (potencia mínima), la tercera (3) se relaciona con la capacidad de aumentar la
generación de manera relevante en un corto período de tiempo (rampa de subida) y
eventualmente la necesidad de encender unidades térmicas (tiempos mínimos de encendido y
apagado, tiempo de partida); finalmente, la cuarta (4) corresponde a la capacidad de suplir el
peak de demanda del sistema (potencia máxima).
Figura 38: Nuevas necesidades de flexibilidad para altos niveles de generación renovable [1].
Al agregarse estas nuevas necesidades de flexibilidad operativa, es posible suponer que los
precios de potencia y de energía no son suficientes para reflejar estas necesidades en el
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102
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
mercado. Por tanto, es requerido un nuevo diseño del mercado que sea capaz de reflejar estas
necesidades de flexibilidad.
4.6.2 Beneficio de un diseño de mercado para productos de flexibilidad
La operación de un sistema de potencia con un alto nivel de participación de energías
renovables de carácter variable y sin la capacidad de aportar a las nuevas necesidades de
flexibilidad puede provocar estados de operación no necesariamente óptimos en el sistema. Un
caso se produce al aprovechar completamente la energía renovable variable con el riesgo de no
poder suplir toda la demanda en instantes en que dicha generación renovable se reduzca de
manera importante. La Figura 39 ilustra el caso en el cual se aprovecha por completo la energía
renovable durante el día sin tener una capacidad de toma de carga suficiente para abastecer la
demanda en la hora peak, provocándose energía no suministrada. Otro caso corresponde a la
Figura 40, en el cual se realizan recortes de generación renovable de bajo costo operacional
para mantener un nivel de generación convencional suficiente para abastecer la demanda en
todo momento.
Ambos casos son ejemplos de soluciones no necesariamente óptimas provocadas por
restricciones de flexibilidad en el sistema.
Figura 39: Operación con alto nivel de generación renovable con restricciones de flexibilidad, resultando en
energía no suministrada durante las horas peak del sistema dada la insuficiencia en la capacidad de rampa de
subida [1].
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103
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Informe Final
Figura 40: Operación con alto nivel de generación renovable con restricciones de flexibilidad, resultando en
energía renovable de bajo costo no aprovechada en la operación del sistema [1].
4.6.3 Soluciones planteadas
Con el objetivo de que los procesos de operación del sistema sean capaces de incluir las nuevas
necesidades de flexibilidad planteadas previamente, se han propuesto un conjunto de
estrategias de mercado que permiten integrar en su esquema estos desafíos de flexibilidad.
En primer lugar, existe la alternativa de permitir costos de energía negativos en el mercado, los
cuales se explican en el contexto en que un generador prefiere pagar por mantenerse
operando, ya que el proceso de apagar su unidad y volverla a encender puede resultar más
costoso. Dicho costo negativo resulta en un incentivo económico para que las unidades
térmicas aumenten su aporte en flexibilidad.
Otra alternativa corresponde a la definición de distintos bloques de aporte de reserva al
sistema, cada uno con distintos precios asociados al aporte de reserva. En particular, además de
considerar un aporte a reserva primaria y secundaria, también se aplica un aporte a reserva
pronta o reserva con un determinado nivel de tasa de toma de carga, la cual se establece para
afrontar particularmente la variabilidad de los recursos renovables [2]. Un aspecto que no
alcanza a abordar el uso de reservas diferenciadas son los acontecimientos de un aumento
repentino en la generación renovable variable, frente al cual el parque térmico debe ser capaz
de disminuir su carga, flexibilidad que no se encuentra asegurada en varios mercados de
reservas.
Una tercera opción es la denominada flexi-ramp [3], que corresponde a un nuevo producto del
mercado eléctrico, asociado a una nueva restricción del sistema. La restricción corresponde a
calcular el requerimiento de capacidad mínima de rampa en el sistema, valor que se calcula
dependiendo de la metodología que aplique el operador en relación a las necesidades recientes
de rampa. Dentro de la solución de la operación del sistema, existe un conjunto de unidades
que deben tener asignada una capacidad de rampa para cumplir con los requerimientos de
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104
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
rampa, es importante destacar que esta capacidad de rampa no puede coincidir con el aporte a
distintas reservas, ya que corresponden a distintos productos del mercado. Luego, la
valorización del aporte a rampa corresponde, en principio, al precio sombra (o valor dual) de la
restricción a la cual se encuentra asociada. Dicho precio sombra es equivalente al costo de
oportunidad de participar de la restricción de rampa en lugar de proveer otro producto en el
mercado (ya sea energía u otra restricción del modelo).
Tomando en cuenta que el precio del producto flexi-ramp se puede despejar de las curvas de
oferta y demanda por el producto, existen dos aproximaciones que contemplan distintos
grados de elasticidad de la curva de demanda. Una primera aproximación sugiere que se defina
un costo de demanda no suministrado o penalización de la restricción, en donde se penaliza
con un valor alto si el sistema no cumple con los requerimientos de rampa y en donde no hay
penalización si se cumple con el valor de la demanda (inelástica, por lo tanto esta aproximación
es de carácter binario). Una segunda aproximación consiste en considerar una demanda
elástica con una penalización de carácter continua, en donde se tiene un aumento a medida
que disminuye la entrega del servicio, y por el contrario, una disminución de la penalización a
medida que aumenta el aporte del servicio. Esta segunda opción provoca que la restricción
siempre tenga un costo de penalización, independientemente de si se cumple con el
requerimiento mínimo o no, sin embargo, permite obtener una curva continua para
caracterizar la restricción. En la Figura 41 se grafican ambas alternativas de curvas de oferta del
producto en función de su costo de penalización.
Figura 41: Posibles curvas de oferta y demanda del producto flexi-ramp [3].
El operador de sistema de California (CAISO) ha llevado a cabo desde el año 2011 hasta fines del
2015 un proceso de diseño de un producto de rampa flexible dentro del mercado eléctrico
[1][2][3]. Dicho producto es adicional a los productos de servicios complementarios ya
existentes en su mercado, y se basa en el cálculo de la rampa necesaria para cubrir la
proyección de demanda neta y el error o margen de incertidumbre de dicha proyección de
modo que se cubra un intervalo de confianza de un 95%. Dichos valores son calculados para
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105
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
intervalos futuros de 5 minutos (proceso de despacho en tiempo real) y de 15 minutos (proceso
de unit commitment en tiempo real).
4.6.4 Caso de estudio
En el año 2013 se realizó un estudio sobre un producto de capacidad de rampa para el mercado
del Operador Independiente del Sistema de Medio-Oeste (MISO) [4]. En dicho estudio se realizó
una optimización de la operación del sistema considerando restricciones de rampa de subida y
de bajada, con el objetivo de demostrar que la utilización de un producto de rampa de subida
(URC) y de rampa de bajada (DRC) otorga un beneficio económico positivo en la operación del
sistema.
El estudio considera dos fuentes que provocan la necesidad de rampa en el sistema, la
variabilidad y la incerteza. Dentro de ambas se encuentran incluidas la demanda, la generación
eólica, el esquema de intercambios con otros sistemas y cualquier otro pronóstico que se utilice
como entrada en el modelo. El conjunto de variables se ha definido como demanda neta del
sistema, que corresponde a la demanda luego de sustraer cualquier pronóstico de generación
variable. Luego, la restricción de rampa tiene que ser capaz responder a la variabilidad
esperada de dicha demanda neta en cada instante de tiempo.
Si bien la variabilidad se asume como simétrica en torno a la demanda neta, vale decir que la
necesidad de rampa de subida y rampa de bajada es la misma, los precios de ambos productos
en el mercado no necesariamente son el mismo, ya que implican costos de oportunidad
diferentes para los agentes que proporcionan dicho producto.
Una simplificación utilizada en el estudio es que el producto/servicio de rampa de subida y de
bajada no se ve limitado por la capacidad de transmisión en el sistema, vale decir, se asume que
existe capacidad de transmisión para proporcionar dicho producto. No obstante, el mismo
estudio aclara que, de acuerdo a la estadística del sistema relacionada con eventos de preaks
de precios durante el año 2012, sobre el 50% de los eventos de peaks de precios por
variaciones de la demanda neta se encontraban limitados a tres o menos zonas del sistema en
las cuales no se contaba con capacidad de rampa dadas las restricciones de transmisión. Lo que
permite comprender la relevancia que existe en la localización de la capacidad de rampa dentro
del sistema.
En caso de que no se cumpla la restricción de rampa, el estudio aplica una curva de costo de
penalización creciente a medida que el suministro del producto se aleja del requerimiento. Sin
embargo, este costo es menor al asignado en caso de no cumplir con las restricciones de
reserva. Esto quiere decir que, en el modelo, se le asigna una mayor prioridad al cumplimiento
de las restricciones de reserva antes que a las restricciones de rampa.
La restricción de rampa es incluida en el modelo como una restricción adicional en la operación
del sistema. Luego, el precio asociado al producto de rampa corresponde (en principio) al valor
sombra de su restricción, que equivale al costo de oportunidad que tiene una unidad de aportar
en otro producto del mercado (ya sea en energía o en reserva).
La Figura 42 ilustra la forma en la que se aplica la restricción de rampa para el instante de
tiempo t3. En primer lugar, existe una incertidumbre en la proyección de la demanda neta
entre los instantes t2 y t3, la cual debe ser cubierta por la restricción de rampa de energía del
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106
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
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sistema (zona roja). Luego, tomando en cuenta el valor esperado de la demanda neta en el
instante t3, existe otra incertidumbre respecto a la proyección de dicha demanda para los
instantes siguientes, es esta variabilidad (zona azul) la que debe ser cubierta por la restricción
de rampla, tanto de subida como de bajada.
Se debe tomar en cuenta que, dentro de las restricciones aplicadas en el instante t3, no puede
existir un agente del sistema que aporte su capacidad a ambos productos (zona roja y zona
azul).
Figura 42: Requerimiento de rampa para cada intervalo de operación del sistema.
El estudio contempla un modelo en el cual se tienen 5 intervalos de tiempo, cada uno de ellos
de 5 minutos, los cuales son despachados de manera secuencial. Se consideran cuatro
generadores, cada uno de ellos con capacidades de potencia y de rampa, y donde además cada
uno oferta precios de energía, regulación, reserva y rampa. La Tabla 14 [4] detalla la
información de oferta en generación.
Tabla 14 Datos de oferta de generación [4]
Name
Min
(MW)
Max
(MW)
Ramp Rate
(MW/ min)
G0
G1
G2
G3
100
10
10
10
400
130
49
100
1
4
1
1
Energy Offer
Price
($/MWh)
25
30
31
36
Reg Offer
Price
($/MWh)
5,0
1,5
2,0
3,0
Spin Offer
Price
($/MWh)
4,0
1,0
1,0
1,0
Supp Offer
Price
($/MWh)
3,0
0,5
0,5
0,5
Initial
Output
(MW)
400
130
30
10
Por otro lado, se tiene un determinado esquema de demanda neta pronosticada y demanda
neta real para cada instante, ilustrado en la Figura 43. El requerimiento de rampa se basa en la
variación del pronóstico de demanda neta para los próximos 10 minutos (dos intervalos) más
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107
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
12 [MW] cuyo objetivo es cubrir la incertidumbre del pronóstico en ambas direcciones (por
sobre y bajo el pronóstico). Dicho requerimiento se ilustra de igual manera en la Figura 43.
Figura 43: Pronóstico de demanda neta y requerimiento de rampa en cada intervalo [4].
Finalmente, el requerimiento y los precios de penalización para la regulación, reserva en giro y
reservas suplementarias se detallan en la Tabla 15.
Tabla 15 Requerimientos y precios de reserva [4]
Service
Requirement (MW)
Demand Curve/ Penalty
Price ($/MWh)
Regulation
5
98
Spinning Reserve
14
98
Supplemental Reserve
6
1100
Con este modelo se realizan dos simulaciones, la primera sin incluir el producto de rampa y la
segunda incluyendo dicho producto. Los resultados del despacho se muestran en la Tabla 16,
en ella se puede apreciar que para el instante T2 existe un déficit en requerimientos
complementarios, tanto en la simulación sin producto de rampa (no se cumple el
requerimiento de reserva suplementaria), así como también en el caso con producto de rampa
(no se cumple el requerimiento de rampa). En la Tabla 17 se pueden observar los precios
asociados a cada producto del sistema en cada instante de tiempo, en donde se puede apreciar
que el precio de no cumplir el requerimiento de reserva (1.000 [US$/MWh]) es
significativamente mayor que el precio asociado a no cumplir el requerimiento de rampa (10
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108
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
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[US$/MWh]), lo que implica que el impacto en el precio del sistema al aplicar el requerimiento
de rampa es menor.
Tabla 16 Resultados del despacho [MW] [4]
Tabla 17 Resultados de costos [US$/MWh] [4]
Finalmente, el efecto que tiene la utilización del producto de rampa en los costos del sistema y
en el pago de los distintos productos puede ser observado en la Tabla 18, donde se aprecia una
leve reducción en los costos del sistema (incluyendo costos de oferta y energía no
suministrada), pero una relevante reducción en los pagos por productos dentro del sistema.
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109
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Informe Final
Tabla 18 Resultados de costo y pagos para cada caso [4]
Case
Offer Cost + Value of Unserved ($)
Product Payment ($)
No URC
5279.4
61454.6
With URC
5246.7 (-0.62%)
7351.0 (-88.0%)
Otro estudio en torno a la aplicación de un producto de reserva flexible dentro del sistema
operado por Xcel Energy ha determinado que el beneficio anual de aplicar dicho producto en su
mercado sería de 727 mil dólares (aproximadamente un 0,3% del costo anual del sistema) [5].
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110
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
5 Experiencia Latinoamericana
El presente capítulo tiene por objetivo exponer prácticas observadas en sistemas eléctricos de
la región que son consideradas particularmente avanzadas y que por lo tanto pueden resultar
de interés para el operador del Sistema Eléctrico nacional.
En primer lugar, se describen los estándares de seguridad en operación y planificación del
sistema eléctrico mexicano. En segundo lugar, se describe el mecanismo de virtual gas storage
utilizado en Brasil para el manejo eficiente del gas natural licuado (GNL) para enfrentar
incertidumbre hidrológica. En tercer lugar, se describen algunas prácticas del manejo
hidrotérmico en Colombia, como son la inclusión de series hidrológicas sintéticas como
parámetro de entrada para el modelo SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming, similar al
modelo chileno Programación de Largo Plazo –PLP–) y, por otra parte, el mecanismo de cargo
por confiabilidad. En cuarto lugar, se exponen los mecanismos de manejo de reservas
operativas en el sistema eléctrico uruguayo, que presenta niveles importantes de generación
renovable. Finalmente, se presentan los mecanismos que ha incorporado la regulación del
sistema eléctrico peruano en pro del desarrollo de la industria del gas natural.
Para cada una de estas prácticas avanzadas se hace una comparación con lo que en la
actualidad se observa en el mercado Chileno, destacando los aspectos a considerar y que son
de interés para implementar a nivel local.
5.1 Seguridad en operación y planificación en el sistema eléctrico mexicano
Desde hace algunos años, el sistema eléctrico nacional (SEN) se encuentra haciendo inversiones
importantes con el objetivo de mejorar la seguridad y calidad de suministro para los usuarios
finales. Las distintas medidas tomadas han significado que su índice SAIDI (sin afectación 28)(ver
sección 2.2 para definición) sea inferior a una hora por cliente en la zona centro del país. Esto
corresponde a un nivel de seguridad sobresaliente en la región.
A continuación se exponen de manera resumida la definiciones del Código de Red (equivalente
a la Norma Técnica) relacionadas con las prácticas de seguridad en operación y planificación
que rigen el sistema eléctrico mexicano que han permitido que se alcancen los niveles de
seguridad anteriormente descritos.
Con respecto a la planificación del SEN, el Código de Red que rige al sistema eléctrico mexicano
(“Criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del
28
Sin afectación: Corresponden a interrupciones de suministro en las que no se reportó daño a ningún artículo
electrodoméstico o eléctrico en las dependencias del usuario final mientras se mantuvo el corte del servicio.
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111
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
sistema eléctrico nacional, Código de Red” [1]) tiene por objetivo establecer los criterios
técnicos de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad, y sustentabilidad, que
deberán ser observados durante el proceso de ampliación y modernización de la Red Nacional
de Transmisión (RNT) y de las Redes Generales de Distribución (RGD) del SEN. Lo anterior
deberá realizarse para asegurar que el SEN se diseñe, desarrolle y opere en condiciones
normales de operación tal que se minimicen las restricciones en la transmisión; se propicie el
desempeño de un Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) eficiente; se reduzcan los costos de
producción; se minimicen las pérdidas de energía eléctrica; y ante la contingencia sencilla más
severa (no considera a una barra como contingencia sencilla), se mantenga el suministro de
energía eléctrica dentro de parámetros de calidad y condiciones operativas en las que se
garantice que el SEN cuenta con los márgenes necesarios de seguridad y confiabilidad. Para
esto último, se establecen estándares de planificación y operación del SEN y, por otra parte, se
faculta al Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) con la capacidad de realizar cortes
de demanda exclusivamente a nivel de operación del SEN y no de su diseño o planificación.
Los programas para la ampliación y modernización de la RNT (≥ 69 [kV]; ≤ 400 [kV]) y de las RGD
(< 69 [kV]) se desarrollarán bajo los principios siguientes:
a. Dotarán al SEN de elementos que le permitan atender el crecimiento de su demanda,
operando en condiciones de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad
y sustentabilidad;
b. Incluirán los elementos de la red eléctrica Inteligente que reduzcan el costo total de
provisión del suministro eléctrico o eleven la eficiencia, calidad, confiabilidad,
continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN, de forma económicamente viable;
c. Adicionarán elementos de protección, comunicación, medición y control que deberán
cumplir con el concepto de red eléctrica inteligente que reduzcan el costo total de
provisión del suministro eléctrico o eleven la eficiencia, confiabilidad, calidad o
seguridad del SEN de forma económicamente viable; se coordinarán con los
programas promovidos por el fondo de servicio universal eléctrico.
d. Incorporarán mecanismos para conocer la opinión de los participantes del mercado y
de los interesados en desarrollar proyectos de infraestructura eléctrica.
Para esto, se establecen los siguientes criterios de planificación del SEN:


Criterio P - 15. Ante la aplicación del criterio de seguridad (N-1); contingencia sencilla en
transformadores, líneas de transmisión, generadores, equipo de compensación, etc. el
comportamiento del sistema eléctrico deberá mantener estabilidad, y operación en
niveles de tensión y transferencias de potencia dentro de los rangos de diseño y
operativos. Sin la consideración de cortes de demanda en la planificación del criterio de
seguridad N – 1 en el SEN.
Criterio P - 16. Ante la aplicación del criterio de seguridad (N-1-1) o (N-2), es decir, ante
la contingencia con la desconexión de dos elementos consecutivos o simultáneos, el
sistema deberá mantener la estabilidad considerando la inclusión de algún esquema de
acción remedial o de protección especial (incluyendo cortes de demanda controlados
por una protección especial).
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112
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING




Informe Final
Criterio P - 17. Ante eventos críticos extremos en los que se presente la desconexión
consecutiva o simultanea de tres o más elementos creíbles de ocurrir, el sistema deberá
mantener la estabilidad con la operación de esquemas de protecciones especiales como
el disparo automático de carga por baja frecuencia y disparo automático de carga por
bajo voltaje; de acción remedial como el disparo automático de carga y disparo
automático de generación, etc.
Criterio P - 28. El CENACE desarrollará los estudios de planeación considerando las
condiciones del SEN bajo cuatro distintas categorías. Categoría A bajo condiciones
normales sin contingencia; Categoría B posterior a la falla de un elemento o equipo de la
red (criterio N-1); Categoría C posterior a la falla de dos o más elementos (Criterio N-1-1
ó N-2); y Categoría D posterior a eventos críticos extremos resultando en la pérdida de
dos o más elementos mayores. Estos estudios deben realizarse de conformidad con lo
establecido en el manual de planeación contenido en las disposiciones técnicas del
código de red.
Criterio P - 29. Los distribuidores desarrollarán los estudios de planeación para definir
las obras de ampliación y modernización. Para ello deberán realizar estudios de flujos de
carga analizando la cargabilidad de elementos, las pérdidas, caídas de tensión y análisis
de contingencias, considerando las condiciones de la Categoría A y de la Categoría B.
Criterio P - 39. Los programas de ampliación y modernización deberán contener las
propuestas de nueva infraestructura o refuerzos que aporten el mayor nivel de
confiabilidad esperado, que resulte en el menor costo presente, incluyendo inversión,
operación y mantenimiento a lo largo de la vida útil del proyecto o de la duración del
crédito que lo hace viable.
En cuanto a operación del SEN, el código de red [1] tiene por objetivo establecer los criterios
técnicos de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad conforme
a la normativa aplicable, para asegurar la integridad del SEN, maximizar el tiempo en que éste
se encuentre en el estado operativo normal, y minimizar el riesgo de daño a los equipos que lo
conforman durante la operación considerando la seguridad del personal operativo de los
integrantes de la industria eléctrica y de la sociedad en general.
Para cumplir esto, en cuanto a sobrecarga de instalaciones se establece que:



Criterio OP- 37. En condiciones normales de operación el CENACE operará el SEN de tal
manera que ningún elemento opere con valores superiores a sus límites de cargabilidad,
inclusive considerando la ocurrencia de la primera contingencia sencilla más severa
(Criterio N-1).
Criterio OP- 39. El CENACE autorizará la desconexión programada de elementos del SEN
siempre y cuando en los demás elementos no se presenten flujos de potencia por
encima de su límite de sobrecarga ante la ocurrencia de la primera contingencia sencilla
más severa (Criterio N-1).
Criterio OP- 41. En caso de que por alguna condición operativa los elementos del SEN
presenten sobrecargas no soportables por largos periodos de tiempo y que no se cuente
con recursos para disminuirla, el CENACE podrá recurrir a aplicar cortes manuales de
carga.
En cuanto a desconexión de cargas, el código de red establece que:
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113
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING

Informe Final
Criterio OP- 54. El CENACE tendrá la responsabilidad de realizar desconexiones de carga
manual con la finalidad de evitar sobrecargas no soportables en elementos del SEN o
para mantener perfiles adecuados de tensión en determinados ámbitos geográficos con
la finalidad de evitar riesgos de colapso de tensión.
Por otra parte, en las bases del mercado eléctrico [2] se establecen diversas medidas que el
operador de mercado debe considerar con el fin de mantener niveles de confiabilidad
adecuados, tales como:




Asignación y despacho de unidades de centrales eléctricas fuera de mérito para
mantener la confiabilidad.
Asignación suplementaria29 de unidades de centrales eléctricas para confiabilidad.
Asignación de unidades de central eléctrica para confiabilidad en el mercado de día en
adelanto.
La adquisición de servicios complementarios por parte de operador asociados a:
regulación primara, control de voltaje y potencia reactiva, arranque de emergencia,
operación en isla y reservas: de regulación secundaria, rodantes, no rodantes,
operativas, suplementarias.
En cuanto a la medición de la confiabilidad del sistema eléctrico, en el reglamento de ley de la
industria eléctrica [3] se señala que:

Artículo 37.- El servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica se
sujetará a las disposiciones administrativas de carácter general que emita la Comisión
Reguladora de Energía (CRE) en materia de calidad, confiabilidad, continuidad,
seguridad y sustentabilidad. La prestación de dicho servicio público se realizará
observando el correcto funcionamiento e integridad de los equipos y dispositivos de sus
redes.
El servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica deberá prestarse bajo
parámetros aceptables de:






Tensión.
Disponibilidad de elementos en las redes.
Interrupciones de suministro eléctrico.
Componentes armónicos.
Pérdidas de energía eléctrica.
Cualquier otro aspecto técnico que la CRE considere necesario.
Para efectos de lo anterior, al definir los parámetros que se determinen como aceptables, la
CRE deberá tomar en cuenta los aspectos económicos asociados.
29
Asignación suplementaria de unidades de central eléctrica para confiabilidad: El proceso de asignación y
despacho de unidades de centrales eléctricas mediante el cual el CENACE determina, con base en información
actualizada sobre la disponibilidad de unidades de central eléctrica, pronósticos de demanda y cambios en la
topología de la Red de Transmisión Nacional y de los elementos de las Redes Generales de Distribución que
correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista, u otros cambios en las condiciones del sistema, los arranques
adicionales requeridos para asegurar la confiabilidad. La función objetivo es la minimización de los costos de las
unidades adicionales asignadas y se lleva a cabo después del mercado del día anterior [2] .
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114
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Con respecto a la disponibilidad de los elementos en las redes, el código de red [1] establece
que:

Criterio OP- 124. Los elementos considerados en la evaluación de la disponibilidad
incluirán, mas no se limitarán a los siguientes:
a. Líneas de transmisión en 2300 [kV] y 400 [kV].
b. Circuitos de 230 [kV] y 400 [kV].
c. Subestaciones de Transformación.
d. Autotransformadores.
e. Equipos de compensación reactiva.
Las interrupciones de suministro son medidas mediante el índice Tiempo de Interrupción por
Usuario (TIU) el cual corresponde al tiempo promedio de interrupción por cliente final (análogo
al SAIDI), con este índice se evalúa en la Comisión Federal de Energía (CFE), el desempeño que
tienen las instalaciones que suministran la energía eléctrica a los clientes. El TIU se define
matemáticamente como:
Duración de la interrupción ∗ Usuarios afectados
Usuarios totales
No existen objetivos determinados ni esquemas de incentivos/penalizaciones en base al
desempeño de los actores en cuanto al TIU como los observados en otros sistemas eléctricos
(Capítulo 2), si no que más bien la CFE busca conseguir una reducción en el TIU mediante
mejoras en las instalaciones de transmisión y distribución. Con este objetivo, se invirtieron
aproximadamente 520 [Millones USD] durante 2015.
TIU =
Debido a la fuerte inversión realizada en el período 2010 – 2015, la CFE logró reducir el TIU en
un 35,7%, pasando desde 60 minutos por usuario en 2010 a 38,99 minutos por usuario en 2015,
según las estadísticas de indicadores operativos publicadas por la CFE [4].
5.1.1 Lecciones para el sistema chileno
El sistema eléctrico mexicano utiliza estándares de planificación y operación determinísticos
superiores a los utilizados en el sistema chileno tanto en sus niveles de exigencia como en su
claridad y protocolización de los deberes del operador. Mientras en Chile el sistema eléctrico es
planificado y operado en base a un criterio de seguridad N – 1 con relajación probabilísticaeconómica, el sistema eléctrico mexicano es planificado y operado en base a un criterio estricto
N-1, pero además considera otros niveles de falla en la planificación de, incluso, N – 2 y N – 3
considerando esquemas de desconexión claramente especificados en su norma técnica. Es
importante mencionar además que existen tanto inversiones como acciones en la operación del
sistema que buscan incrementar los niveles de seguridad de suministro no en una base
económica (e.g. comparando el costo de operación con el costo de falla), sino que con la lógica
de cumplir los estándares y mejorar los índices de confiabilidad de la manera más eficiente
posible. Debido a que los niveles de seguridad del sistema eléctrico están generalmente
asociados al nivel de desarrollo económico del país (e.g. los países escandinavos presentan los
mejores niveles de seguridad a nivel mundial), es importante mencionar que el PIB per cápita
de Chile es superior al de México.
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115
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
5.2 Virtual Gas Storage en el sistema eléctrico brasileño
5.2.1 Contexto: la problemática del gas y la generación hidráulica
La abundante presencia de reservas de gas natural en Latinoamérica dio origen a comienzos de
los años 90s a una activa industria asociada a este recurso en algunos países de la región –tales
como Argentina, Bolivia y Perú– cambiando así el parque de generación en sus respectivos
sistemas eléctricos. Las tecnologías de ciclo combinado y de gas natural se convirtieron en una
alternativa interesante de bajo costo y bajo nivel de emisiones con respecto a las tecnologías de
generación en base a carbón, desplazando a esta tecnología volviéndola menos competitivas
debido al bajo precio del gas natural. Esta tendencia incluso abarcó países vecinos sin mayores
reservas del recurso, como es el caso de Chile. Debido a esto, se creó una red integrada de gas
natural en Latinoamérica conectando Argentina con Chile, Bolivia con Argentina y Brasil y,
Colombia con Venezuela.
El desarrollo integrado de la industria del gas en la región fracasó de manera temprana debido,
entre otras cosas, a pobres políticas de explotación y fijación de precios del recurso; un ejemplo
de esto es la crisis argentina del gas natural ocurrida durante 2003 – 2004, la que se tradujo en
un corte del suministro hacia Chile y en la pérdida de confianza para fomentar los intercambios
energéticos que dura hasta hoy. Así, pese a las grandes reservas de gas natural existentes en
Brasil, Argentina y Venezuela estos países se convirtieron en importadores netos de gas natural
y la región se ha tornado dependiente de importaciones de GNL de alto costo desde otros
mercados internacionales [5].
Otro elemento importante a considerar en el desarrollo de los mercados de gas natural en la
región es el amplio desarrollo hidroeléctrico existente en Latinoamérica. Si bien la energía
hidroeléctrica constituye una tecnología de generación de bajo costo, su presencia masiva ha
creado desafíos comerciales para la industria del gas. Esto debido a que en escenarios de alta
disponibilidad (hidrologías húmedas) el porcentaje de mercado que se abastece en base a gas
natural disminuye considerablemente, mientras que en escenarios de escases (hidrologías
secas) la generación térmica es usada a plena capacidad.
Dada la incertidumbre asociada a la disponibilidad de la hidroelectricidad en sistemas eléctricos
hidro-térmicos, los importadores de gas natural para generación eléctrica se encuentran en el
dilema de comprometer contratos para importar un volumen de gas definido, sobre el cual no
tienen la certeza absoluta que será despachado. Esta incertidumbre produce entonces una
ausencia de “demanda firme” de gas natural para generación de energía eléctrica lo cual
sumado a la no existencia de un mercado secundario para el recurso generan un escenario
incompatible con las características típicas de “take or pay” de los contratos de largo plazo de
suministro de gas natural.
5.2.2 Caso de estudio: sistema eléctrico brasileño
Actualmente el sistema eléctrico brasileño experimenta un sostenido desarrollo de energías
renovables no convencionales en conjunto con dificultades en la construcción de nuevos
recursos hidroeléctricos con capacidad de almacenamiento (dada su geografía y aceptación
social). Lo anterior ha hecho resurgir nuevamente oportunidades para la generación térmica en
base a gas natural, debido a sus características de despacho, flexibilidad y sus atributos
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116
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Informe Final
positivos para el medio ambiente (bajas emisiones en comparación a otras tecnologías
termoeléctricas).
Para fines de 2013 el sistema eléctrico brasileño alcanzó una capacidad instalada de 130 [GW],
constituida por más de 12 [GW] de unidades térmicas en base a gas natural. Sin embargo,
durante el último tiempo se ha cuestionado si el sistema efectivamente necesita plantas
térmicas en base a gas natural. Durante los últimos años las expansiones del sistema han sido
realizadas en base energía eólica y energía hidráulica de pasada lo que ha permitido alcanzar
precios de 40 – 50 [$/MWh] en el sistema mientras que los precios de la generación térmica en
base a gas natural generalmente alcanzan niveles superiores [5]. Sin embargo, las plantas
térmicas de generación pueden jugar dos roles preponderantes:
1. Pueden funcionar como generación de respaldo (e.g. en caso de sequías).
2. Pueden funcionar como generación despachable de respuesta rápida a las necesidades
del sistema (e.g. generación flexible). Dada la complejidad, de carácter ambiental,
asociada a la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas junto con la integración
de energías renovables no convencionales de carácter variable en el sistema y la
inexistencia de importantes sistemas de almacenamiento en la matriz, se espera que la
capacidad de entregar flexibilidad al sistema se vuelva cada vez más valiosa en el largo
plazo.
Pese a las grandes reservas de gas natural existentes en Brasil, el sector de gas natural brasileño
no se ha desarrollado a plenitud, dado que la demanda por calefacción es limitada (Brasil es un
país tropical) tanto del sector residencial como comercial. Además, la potencial demanda del
sector industrial (como materia prima para la industria química y petroquímica o como un
substituto del petróleo o electricidad) en general no es suficiente para justificar las grandes
inversiones necesarias en la producción y el transporte del gas. Así, el sector eléctrico
representa un mercado potencial mayor para el gas natural; de hecho la demanda por gas
natural para la producción de energía eléctrica ha sido la causa de gran parte de los avances
observados en este sector durante los últimos años. En la actualidad la producción local de gas
natural en Brasil, asociada principalmente a la extracción de petróleo, ha sido complementada
con gasoductos de importación desde Bolivia e importaciones de GNL [5] .
A diferencia de muchos países, Brasil posee agencias reguladoras separadas para los sectores
de electricidad y gas natural. Pese a la creciente participación de privados en ambos sectores, la
participación de la compañía nacional de gas y petróleo (PETROBRAS) se encuentra en casi
todos los segmentos del sector de gas y es muy superior a la participación que tienen las
grandes compañías en el sector eléctrico. En consideración de lo anterior y, junto con la falta de
una red robusta de gasoductos entre los agentes participantes es que ha resultado
particularmente difícil implementar una metodología competitiva para los precios del gas.
Hasta la fecha, la mayoría de las transacciones de gas natural han sido llevadas a cabo mediante
contratos bilaterales de largo plazo.
La principal dificultad para la inversión en plantas térmicas de ciclo combinado es que no existe
una demanda firme y su uso es dependiente de la disponibilidad de generación hidroeléctrica.
Esto agrega una componente de riesgo indeseado para la industria de gas natural dado que la
infraestructura para la producción y transporte de gas natural enfrenta una demanda irregular
del recurso que dificulta la recuperación de la componente fija en la estructura de costos. Con
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117
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
el propósito de asegurar que las inversiones gasíferas sean correctamente remuneradas, una
práctica común en los sectores de gas natural corresponde a los contratos de tipo “take or pay”
para el suministro de gas natural. Sin embargo, este tipo de cláusulas son un desafío en
presencia del riesgo asociado a la demanda por gas dependiente de la hidrología del sistema.
Durante los últimos años, Brasil ha afirmado su posición como consumidor de gas natural y se
ha vuelto evidente que la producción doméstica de gas natural junto con las importaciones
realizadas desde Bolivia no son suficientes para abastecer toda la demanda de gas natural del
país. Como consecuencia de lo anterior, PETROBRAS propuso la construcción de terminales de
regasificación de GNL para acortar la brecha existente entre suministro y demanda. Mientras
que los gasoductos corresponden a inversiones altamente específicas que conectan a un
suministrador específico con un punto de suministro en particular, los terminales de GNL son
más flexibles, permitiendo el acceso a una red global de productores y fomentando un mercado
secundario o spot dinámico para la entrega flexible de GNL o reexportación del mismo.
Virtual Storage
Pese a las características positivas del GNL para el sector eléctrico, existía una incompatibilidad
regulatoria en el sector, la cual señalaba que las unidades térmicas en base a gas natural debían
estar disponibles para generar sólo 24 horas después de la notificación por parte del operador
del sistema, intervalo que no permitía adecuadamente transporte de GNL a todos los puntos de
entrega [5] (en algunas ocasiones, comprar GNL en el mercado spot para entrega inmediata
mediante la redirección de las cargas de GNL es posible, pero este mecanismo ha demostrado
ser poco confiable, involucrando además grandes cargos sobre los costos de GNL típicos).
Adicionalmente, tal como se describió anteriormente, la incertidumbre hidrológica dificulta la
importación de volúmenes eficientes de gas para usar en generación eléctrica. Ante la
ocurrencia de una hidrología más favorable de lo esperado, se corre el riesgo de que el
volumen contratado no sea necesario, lo que es problemático considerando la estructura de los
contratos take or pay (junto con la inminente llegada de barcos con GNL contratados con
anticipación). Simétricamente a esta situación, una hidrología más seca de lo presupuestado
puede requerir mayor volumen de gas para compensar la falta de energía hidroeléctrica con el
uso de generación térmica, lo que puede no ser compatible con los tiempos de espera para que
se disponga de barcos con GNL en el terminal de regasificación con el volumen extra requerido.
Debido a la inexistencia de sistemas de almacenamiento físico de gas natural en Brasil, y con el
fin de resolver la problemática existente, en 2008 el marco regulatorio del sector eléctrico
introdujo un creativo mecanismo conocido en la literatura como “virtual gas storage” [5]. La
presencia de grandes embalses es clave para proveer un almacenamiento alternativo del gas, a
través de una equivalencia de volúmenes agua-gas.
Este mecanismo establece que una planta térmica de generación en base a gas natural que no
es despachada por el operador del sistema tiene la capacidad de escoger generar de todas
formas a través de un despacho forzado (a modo de ejemplo: el generador ya se encuentra
comprometido con una carga de GNL) y para ello se reduce el despacho de un volumen
equivalente de energía hidroeléctrica de embalse. De esta manera, el volumen de energía
desplazado queda almacenado en el embalse, y por esta razón se entiende que se hace un
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118
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
almacenamiento virtual del GNL en la forma de agua embalsada, que de otra forma podría no
ser utilizado.
Los siguientes pasos describen una versión simplificada de la operación del esquema de
almacenamiento virtual de GNL en embalses:
1. Asumiendo que un barco con GNL llega al terminal con suficiente carga para generar 2
GWh en promedio por una semana. Asumiendo también que el operador del sistema
anuncia que ha sido despachado un volumen de 50 GWh promedio de energía
hidroeléctrica para la próxima semana
2. La central termoeléctrica informa al operador su intención de pre-generar 2 GWh, con lo
cual el operador del sistema reprograma la generación hidroeléctrica a 48 GW, para
acomodar el despacho forzado.
3. El operador del sistema lleva un contador del volumen de los embalses como si
generación hidroeléctrica no hubiese sido reducida. En otras palabras, el volumen físico
de agua embalsada será mayor que aquel volumen en el contador.
4. La diferencia entre el volumen físico y el contador (correspondiente a el equivalente de
los 2 GW promedio desplazados) es acreditado a la planta de generación térmica como
una “opción de generación” (opción de compra, en la jerga financiera) la cual puede ser
utilizada en cualquier momento.
5. Finalmente, el operador del sistema es el que anuncia que pretende despachar 48 GW y
2 GW promedio de energía hidroeléctrica y termoeléctrica respectivamente. Como se
menciona anteriormente, la central termoeléctrica puede decidir si quiere generar
físicamente, o bien, utilizar la opción de utilizar la energía almacenada. En este último
caso, la planta termoeléctrica sigue un proceso inverso al punto 2; notifica al operador
del sistema que utiliza la energía almacenada y el operador re-despacha la generación
hidroeléctrica a 50 GW promedio
El gran riesgo para el generador termoeléctrico en este acuerdo es que se pueda producir un
vertimiento en el embalse. En este caso, dado que el volumen en el contador es mayor que el
físico, es este el cual es “vertido” virtualmente antes de que se produzca un vertimiento físico.
De cualquier forma, este procedimiento es mucho más complejo que este simple ejemplo,
donde entran en juego otras variables como restricciones de transmisión, manejo de
almacenamiento en varias plantas hidroeléctricas, compatibilidad de los re-despachos, entre
otros. En aspectos simplificados, a través de una operación swap, se permite reducir los riesgos
asociados a la importación de GNL sin afectar la operación a mínimo costo del sistema,
favoreciendo la entrada de generación termoeléctrica flexible.
5.2.3 Lecciones para el sistema chileno
En un sistema hidro-térmico con embalses de gran tamaño –como es el caso brasilero y
chileno– es posible hacer una coordinación conjunta del agua embalsada y de las compras y uso
del GNL para generación, y así contar con una cobertura más eficiente ante riesgos
hidrológicos. Por ejemplo, ante condiciones de hidrología muy húmeda se puede al mismo
tiempo minimizar la generación hidráulica (la cual se almacena para su uso futuro) y hacer uso
de todo el gas importado. La minimización de la generación hidráulica permitiría aprovechar el
despacho de generadores que utilizan combustibles más baratos (e.g. carbón) y embalsar los
excesos de agua (asumiendo que existe gran capacidad de embalse en el sistema). Por otra
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119
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
parte, el agua embalsada permitiría a futuro (e.g. 4, 6 o 12 meses más) desplazar el uso de
combustibles más caros (e.g. diesel). De hecho, la coordinación del almacenamiento del agua
con las importaciones de gas a través de múltiples periodos aprovechando la potencialmente
alta capacidad de embalse de un sistema, podría reportar importantes beneficios económicos y
remover el riesgo al cual los importadores de gas están sometidos.
Dado lo anterior y, en consideración de que el mecanismo de despacho actualmente utilizado
por los CDEC presenta limitaciones para hacer un manejo eficiente del gas ante incertidumbres,
se considera de interés para el operador del sistema eléctrico nacional el estudio de
mecanismos inteligentes asociados al manejo del gas natural como el de virtual gas storage
implementado en Brasil, el cual corresponde a una implementación con visión de mercado de
los conceptos operativos antes mencionados.
5.3 Manejo del sistema hidro-térmico en Colombia
A fines de 2015, el sistema eléctrico colombiano alcanzó una potencia instalada de 16.488
[MW], presentando un crecimiento anual de 999 [MW] por sobre 2014, equivalentes a un
crecimiento del 6,44 %. Por otro lado, la demanda energética de 2015 alcanzó los 66.092
[GWh], presentando un crecimiento del 4,66% por sobre 2014, constituyendo el mayor
crecimiento de demanda en los últimos 10 años [7]. En la Figura 44 se exponen los porcentajes
de participación en el parque de generación durante 2015 por tecnología. Es posible notar que
el sistema eléctrico colombiano posee una fuerte componente hidroeléctrica, alcanzando
aproximadamente el 70% de la capacidad instalada para 2015. Por otra parte, en la actualidad,
la mayoría de las expansiones consideradas para el sistema eléctrico colombiano son en base a
energía hidroeléctrica y a ERNC.
Figura 44: Participación por tecnología en el parque generador 2015. Fuente [7].
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Debido a la fuerte componente hidroeléctrica presente en el sistema, se hace interesante el
análisis del manejo del agua embalsada en el sistema eléctrico colombiano, objetivo principal
del presente apartado. En primer lugar, se exponen los métodos de coordinación hidro-térmica
utilizados en la planificación del sistema mientras que, en segundo lugar, se presenta el cargo
por confiabilidad el cual corresponde a un mecanismo regulatorio creado para asegurar la
confiabilidad en el suministro de energía eléctrica en Colombia a largo plazo en situaciones de
escasez de recursos hídricos.
5.3.1 Coordinación hidro-térmica
En el Art. 67 de la ley 1151 de 2007 [8] (modificación del Art. 18 de la ley 143 de 1994) se
establece que:

Artículo 67: Artículo 18. Generación de Energía Eléctrica en el Sistema Interconectado
Nacional: Compete al Ministerio de Minas y Energía (MME) definir los planes de
expansión de la generación y de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el
planeamiento de la transmisión y la distribución.
Los planes de generación y de interconexión serán de referencia y buscarán optimizar el
balance de los recursos energéticos para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad,
en concordancia con el plan de desarrollo y el plan energético nacional.
Los planes de expansión de referencia de generación y transmisión son desarrollados por la
Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) la cual corresponde a una unidad
administrativa especial, adscrita al MME, regida por la ley 143 de 1994 y por el decreto 1258 de
2013. A nivel de transmisión, las obras que se identifican son ejecutadas por inversionistas, los
cuales son seleccionados a través de mecanismos de libre concurrencia. A nivel de generación
el plan tiene como objetivo principal proveer información y señales de corto, mediano y largo
plazo a los diferentes agentes económicos, sobre la inversión en generación de energía
eléctrica, requerida para garantizar un suministro confiable, económico, sostenible y eficiente
de la electricidad en el sistema. En este sentido, a fin de determinar la posible expansión del
sistema, el plan de generación plantea diferentes escenarios indicativos según la conducta de
variables como demanda de energía, disponibilidad de recursos energéticos, interconexiones
eléctricas internacionales, desarrollo de proyectos en países vecinos, etc.
En el plan de expansión de referencia de generación – transmisión 2014 – 2028 elaborado por
UPME [9], es posible encontrar la metodología utilizada en la planificación de la expansión de la
generación, la cual se presenta brevemente a continuación:
Los análisis parten de las proyecciones de demanda de energía eléctrica, las cuales están
determinadas por las expectativas de crecimiento económico de la población y de la evolución
más reciente de la demanda misma. Posteriormente, se llevan a cabo análisis de disponibilidad
de los recursos energéticos, así como su proyección de precios. Esta información junto con el
seguimiento a los proyectos del cargo por confiabilidad (el cual será descrito más adelante) y
aquellos que están en construcción, al igual que otras consideraciones, como son las
interconexiones internacionales y las posibilidades de incorporación de recursos no
convencionales de energía, son de vital importancia al momento de construir y definir los
escenarios del plan de expansión de generación.
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121
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Posteriormente, se analiza para cada escenario definido los indicadores de confiabilidad
energética (Valor Esperado de Racionamiento de Energía – VERE, Valor Esperado de
Racionamiento de Energía Condicionado – VEREC y número de casos con déficit) los cuales son
definidos a continuación:

VERE (Valor Esperado de Racionamiento de Energía): Es la razón entre el promedio de
energía racionada en un mes, y la demanda nacional de energía esperada en dicho
período.
Energía mensual racionada 𝑖
∑𝑛𝑖=1(
)
𝑛
VERE =
Demanda nacional de energía𝑚𝑒𝑠
Con n = número de casos simulados.

VEREC (Valor Esperado de Racionamiento de Energía Condicionado): Es la razón entre el
promedio de energía racionada en un mes, y la demanda nacional esperada en dicho
período. Solo se consideran los casos donde se presenta déficit.
VEREC =
∑𝑚
𝑖=1 (
Energía mensual racionada𝑖
𝑚
)
Demanda nacional de energía𝑚𝑒𝑠
Con m = número de casos con déficit.

Número de casos con déficit: Número de eventos durante todo el horizonte de
planeamiento donde se presenta racionamiento de energía.
Una vez calculados los índices de confiabilidad, se determina si los mismos cumplen con lo
establecido por la Resolución CREG 025 de 1995, donde se establece que los indicadores VERE y
VERC no pueden ser mayores al 1.5 y 3 %, respectivamente, y el número de casos con déficit no
puede ser superior a 5, si se simulan 100 series estocásticas (si se tienen en cuenta más series,
el número de casos con déficit permitido es mayor, siempre procurando que los casos donde no
hubo desabastecimiento sea superior al 95 %) [10]. Si lo anterior se cumple, se puede
establecer la expansión del parque generador para la alternativa bajo estudio y el
comportamiento de algunas variables, como es el costo marginal del sistema y la generación
por tecnología. Si ello no se satisface, se debe determinar la mínima capacidad de generación
adicional que permita cumplir con los indicadores de confiabilidad durante todo el horizonte de
análisis, y así establecer finalmente la expansión del parque generador.
En la Figura 45 es posible observar un esquemático de la metodología general de planificación
de la generación que resume lo anteriormente descrito.
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 45: Esquemático metodología de planificación de la generación. Fuente [9] .
Por otra parte, el modelo de planificación utilizado por la UPME, es el SDDP (MPODE), que tiene
como objetivo minimizar los costos esperados de operación del sistema, sujeto a restricciones
operativas, de capacidad y de almacenamiento. La capacidad del modelo de simular la
operación futura óptima del sistema depende en gran medida del nivel de afluentes esperado,
el cual es incierto. Para ello, se genera un número de escenarios plausibles que muestrean este
proceso estocástico, los cuales se generan a partir de un modelo auto-regresivo de parámetros
– ARP que utiliza información histórica hidrológica de más de 30 años, es importante validar si
las series de caudales generadas para todo el horizonte, son estadísticamente plausibles y
representativas de lo que ha ocurrido históricamente. En este sentido, la UPME desarrolló una
metodología sencilla, la cual valida si dichas series generadas sintéticamente cumplen con
ciertos parámetros.
Las series históricas de caudales son reportadas por los Agentes Generadores al Centro
Nacional de Despacho (CND), según lo establecido en [10] . Con esta información el modelo ARP
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123
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
genera series sintéticas, que en teoría son estadísticamente equivalentes a las series originales,
lo cual quiere decir, que si bien las mismas no son iguales entre sí, sus parámetros estadísticos,
como el valor medio, la varianza y la desviación estándar, entre otros, son similares. No
obstante, las series originales en muchos casos tienen información incompleta, es decir, existen
“vacíos” que en algunos casos llegan a 60 meses, lo cual puede ocasionar que se generen series
sintéticas poco confiables, desde un punto de vista estadístico, que afectan subsecuentemente
los resultados del SDDP. Es por esta razón que se desarrolló una metodología que valida las
series sintéticas generadas por el modelo ARP la cual es expuesta de manera esquemática en la
Figura 46.
Figura 46: Esquemático metodología de validación de las series generadas por el ARP.
El análisis estadístico de las series mensuales de caudales históricos se realiza para todas las
estaciones que tienen asociadas plantas de generación. Los parámetros que se calculan son los
siguientes:







Media.
Desviación Estándar.
Mediana.
Coeficiente de variación.
Desviación Media.
Percentiles 97.5 y 2.5 %.
Valores máximo y mínimo.
Posteriormente, este mismo análisis se lleva a cabo para cada una de las series generadas por el
modelo ARP, y se comparan los resultados con los obtenidos para las series históricas,
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124
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
evaluando los intervalos de confianza expuestos en la Tabla 19. Si se cumple la totalidad de las
condiciones, se puede afirmar que la serie cumple todos los criterios estadísticos.
Tabla 19 Variación máxima permitida de los parámetros estadísticos en relación a la información histórica.
Fuente [9]
Parámetro
Media
Desviación Estándar
Mediana
Coeficiente de Variación
Desviación Media
Percentil 97,5%
Percentil 2,5 %
Máximo valor de caudal
Mínimo valor de caudal
Variación máxima
permitida respecto a las
series históricas
35%
50%
35%
35%
40%
30%
30%
50%
50%
Luego, para cada una de las series se cuantifican los indicadores p y q (explicados a
continuación), que establecen el potencial impacto de la serie en los resultados del SDDP,
determinando cuantas plantas de la totalidad simulada, están asociada a una serie que
estadísticamente no satisface los intervalos de confianza fijados. Adicionalmente, se determina
para ese mismo número de plantas, la capacidad instalada comprometida. Los índices p y q son
matemáticamente definidos a continuación:
𝑡
p=
𝑛
∑𝑡𝑗=1 𝐶𝑎𝑝𝑗
q=
𝐶𝑎𝑝 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
Donde:
-
𝑖: Serie generada por el modelo ARP.
𝑛: Número total de plantas consideradas en el modelo SDDP, que está o estarán en
operación.
𝑡: Número total de plantas que satisfacen todos los parámetros estadísticos.
𝑗: Planta considerada en el modelo SDDP que está asociada a la serie “i” bajo estudio.
𝐶𝑎𝑝𝑗 : Capacidad instalada de la planta “j” que está asociada a la serie “i” bajo estudio.
𝐶𝑎𝑝𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 : Capacidad total del SIN (Sistema Interconectado Nacional), que varía en
función de la expansión definida.
Finalmente, se construye una matriz de validación, la cual permite establecer si la serie
generada por el modelo ARP será considerada en el proceso de optimización del SDDP. Es
importante mencionar que la validación de las series obedece a un procedimiento ex-ante, es
decir, antes de simular el comportamiento del SIN en el modelo SDDP.
Por otra parte, en la actualidad, el sistema eléctrico colombiano se encuentra en una etapa de
exploración asociada a la investigación y desarrollo de nuevas metodologías de planeación
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
hidro-térmica, en particular, de carácter estocástico para los análisis energéticos que debe
llevar a cabo el operador del sistema eléctrico colombiano de acuerdo a la reglamentación
vigente, y que permita considerar cambios del entorno, tales como la generación distribuida, la
incorporación de Energías Renovables No Convencionales, la demanda como actor activo y que
pueda ser utilizado para la planeación energética del mediano y largo plazo incorporando las
características del sistema eléctrico colombiano. Este proyecto fue adjudicado en 2014 por la
Universidad Pontificia Comillas y su finalización está programada para comienzos de 2016 [7].
5.3.2 Cargo por confiabilidad
En 2006, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) introdujo un mecanismo
regulatorio para asegurar la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica en Colombia a
largo plazo, aprobado mediante la resolución CREG 071 de 2006 [11] y modificado
posteriormente por la resolución CREG 040 de 2008 [12] .
Luego de diez años de utilización de una herramienta análoga de estabilización de ingresos
denominada cargo por capacidad, se consideró necesario migrar hacia un esquema de mercado
que fuera capaz de proporcionar la señal de largo plazo requerida para promover la expansión
del parque de generación en el sistema eléctrico colombiano y que, adicionalmente, permitiera
asegurar que los recursos de generación no solo estuvieran disponibles para abastecer la
demanda en situaciones de escasez de energía, sino que este abastecimiento se efectuara a un
precio eficiente.
El sistema eléctrico colombiano posee un mercado energético mayorista denominado MEM
(Mercado de Energía Mayorista) el cual está conformado por un conjunto de sistemas de
intercambio entre los generadores y los comercializadores que operan en el SIN, que permite
realizar a estos actores sus transacciones de energía tanto en el corto como en el largo plazo.
En este mercado se transa toda la energía que se requiere para abastecer la demanda de los
usuarios conectados al SIN, representados por los comercializadores. Los generadores están
obligados a participar en el MEM con todas sus plantas o unidades de generación conectadas al
SIN y con capacidad mayor o igual a 20MW, las cuales deben ser despachadas centralmente por
el CND. Todos los comercializadores que atiendan usuarios finales conectados al SIN están
obligados a realizar sus transacciones de energía a través del MEM.
Las transacciones en el MEM se efectúan bajo tres modalidades:



Transacciones horarias en la bolsa de energía.
Contratos bilaterales financieros de energía.
Subastas para la asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF), del Cargo por
Confiabilidad.
La energía eléctrica en Colombia proviene principalmente centrales hidroeléctricas (65,54%
durante 2014) y, en una menor proporción, de centrales térmicas de generación (28,61%
durante 2014). Por lo tanto, tanto, al depender fuertemente de los aportes hidrológicos, las
épocas de sequía hacen indispensable para el sistema contar con plantas de generación con
energía firme, que remplacen la energía generada por hidroeléctricas, para atender la
demanda. De no contar con estos recursos, los usuarios tendrían que ser racionados, con los
correspondientes costos sobre el sistema y el bienestar de la población.
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Informe Final
En opinión del regulador (CREG), según [13], uno de los principios subyacentes en un sistema
de precios como el diseñado para el MEM en Colombia, es que este debe proporcionar la señal
económica de largo plazo para la expansión de la capacidad instalada requerida por el sistema.
Asimismo, la evolución y el comportamiento de los precios deben reflejar el nivel de
confiabilidad en el suministro que está dispuesta a pagar el consumidor final. Sin embargo, la
volatilidad de los precios en la bolsa, que se explica en gran parte por el elevado componente
hidráulico, la estacionalidad climática (siete meses de invierno y cinco meses de verano) y la
aparición periódica del fenómeno de El Niño, puede constituir un riesgo considerable para
aquellos generadores que deben disponer de fuentes de financiación de sus proyectos de
generación, si no se cuenta con mecanismos que cubran estas eventualidades. Por estas
consideraciones, se consideró implementar un esquema de remuneración que permita hacer
viable la inversión en los recursos de generación necesarios para atender la demanda de
manera eficiente en condiciones críticas de abastecimiento hídrico, a través de la estabilización
de los ingresos del generador (cargo por confiabilidad).
Uno de los componentes principales del cargo por confiabilidad corresponde a las subastas para
la asignación de OEF cuyo propósito es asignar las OEF entre los generadores e inversionistas
para garantizar la confiabilidad en el suministro de energía firme en el largo plazo a precios
eficientes. Para estos propósitos, se subastan entre los generadores las OEF que se requieren
para cubrir la demanda del Sistema. El generador al que se le asigna una OEF recibe una
remuneración conocida y estable durante un plazo determinado, y se compromete a entregar
determinada cantidad de energía cuando el precio de bolsa supera un umbral previamente
establecido por la CREG y denominado precio de escasez30. Dicha remuneración es liquidada y
recaudada por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y pagada por
los usuarios del SIN, a través de las tarifas que cobran los comercializadores [13].
Las OEF son adquiridas por la demanda mediante transacciones centralizadas a través del ASIC,
y, subastadas y asignadas única y exclusivamente entre los agentes que tengan o planeen tener
activos de generación, con su correspondiente energía firme, a partir de una fecha
determinada, y que resulten seleccionados en la subasta.
El período de vigencia de la OEF es decidido por el propietario o representante comercial del
activo de generación que la respalda. Si es un activo nuevo (al momento de ejecutarse la
subasta no se ha iniciado la construcción del mismo) la obligación que respalde puede tener
una vigencia mínima de un año y máxima de veinte años. Si es un activo especial (al momento
de ejecutarse la subasta, la planta o unidad de generación se encuentra en proceso de
construcción o instalación), la obligación que respalde este activo puede tener una vigencia
mínima de un año y máxima de diez años y si es un activo existente (que se encuentra en
operación comercial al momento de ejecutarse la subasta), la vigencia de la OEF es de un año.
Durante este período el generador es remunerado con el cargo por confiabilidad y el valor de
30
Precio de escasez: Este precio, establecido por la CREG y actualizado mensualmente con base en la variación de
un índice de precios de combustibles, tiene una doble función. Por una parte indica a partir de qué momento las
Obligaciones de Energía Firme son exigidas, y por otra, es el precio al que será remunerada la energía entregada
cuando tales Obligaciones sean requeridas [13] .
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
esta remuneración por unidad de energía es el resultado de la subasta en donde le fue asignada
su OEF.
Durante la vigencia de la OEF, el generador que la adquirió se compromete a:


Generar, según sea requerido en el despacho ideal, la cantidad diaria de energía firme
asociada a su OEF, cuando el precio de bolsa supere el Precio de Escasez.
Mantener vigentes los contratos de suministro de combustibles y los de transporte de
gas natural, cuando sean del caso, que permitan generar la energía asociada a su OEF.
En caso de tener contratos que no son suficientes para cubrir el período de vigencia de
la OEF, el generador deberá mantener vigentes las garantías de cumplimiento que
aseguren la renovación de los contratos de combustibles y transporte de gas natural
durante ese tiempo.
Un agente con una OEF se compromete a generar diariamente, según el despacho ideal, una
cantidad de energía cuyo valor máximo es la energía asociada a dicha obligación. Cuando el
precio de bolsa supera el precio de escasez, para verificar que cada generador ha cumplido este
compromiso, se suma la generación que resultó en cada hora del despacho ideal, de cada uno
de los recursos de generación del agente (y la energía contratada por el generador en los
Anillos de Seguridad31). Este total debe ser al menos igual a su obligación diaria de energía
firme, de lo contrario, la diferencia debe adquirirla en la Bolsa de Energía. Si un agente agota los
mecanismos de Anillos de Seguridad y Bolsa de Energía y, en el caso más extremo, aún no le es
posible dar cumplimiento a su OEF, deberá compensar a la demanda por el racionamiento
causado.
El generador a quien se le ha asignado una OEF recibirá una remuneración fija durante el
período de vigencia de la misma, haya sido solicitada o no la obligación. El precio por cada
[kWh] de la OEF corresponde al precio de cierre de la subasta en la cual el agente vendió su
energía firme, y se denomina precio del cargo por confiabilidad. Ahora bien, cuando esta
energía es requerida, además del cargo por confiabilidad el generador recibe el precio de
escasez por cada [kWh] generado asociado a su OEF. En caso de generar una energía mayor a
su obligación, este excedente se remunera a precio de bolsa.
La asignación de las OEF entre los distintos generadores e inversionistas, se realiza mediante
subasta dinámica. En esta transacción del MEM participan activamente generadores e
inversionistas, y la demanda está representada por una función de precio y cantidad de energía
determinada por la CREG. Esta subasta se llevará a cabo tres años antes de requerirse la energía
firme.
Según [13] los pasos bajo los cuales se realizan las subastas de OEF corresponden a:

Se abre la subasta a un precio igual a dos veces el costo del entrante, valor calculado por
la CREG y ya conocido por los agentes. Además calcula y anuncia el mínimo precio al
cual cerrará la primera ronda de la subasta.
31
Anillos de Seguridad: Los anillos de seguridad son un conjunto de instrumentos que tienen por objeto facilitar el
abastecimiento de la demanda en condiciones críticas, y el cumplimiento de las OEF de los generadores. Entre
ellos: Mercado secundario de energía firme, demanda desconectable voluntariamente, activos de generación de
última instancia y subastas de reconfiguración.
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128
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING






Informe Final
Entre esos dos precios los agentes construyen sus curvas de oferta de energía firme y las
envían al ASIC como administrador de la subasta.
El ASIC construye una curva de oferta agregada. Al comparar esta curva de oferta
agregada con la curva de demanda, calcula y comunica al subastador el exceso de oferta
que resultó al precio de cierre de la ronda.
Con base en este exceso de oferta el subastador calcula el precio de cierre de la
siguiente ronda, el cual es inferior al precio de cierre de la ronda anterior, y lo informa a
los participantes junto con el exceso de oferta.
Cada agente envía su segunda curva de oferta de energía firme, esta vez entre el precio
de cierre de la ronda anterior y el precio de cierre de la nueva ronda, retirando la
energía firme de las plantas o unidades que a los nuevos precios no está dispuesto a
ofertar. Una característica importante de esta subasta es que los oferentes solo pueden
mantener o reducir la cantidad de energía a medida que el precio desciende. Este
comportamiento es consistente con una curva de oferta de pendiente positiva.
Este procedimiento se repite hasta que el exceso de oferta sea mínimo.
El precio que resulta de la igualdad entre la oferta y la demanda es el precio de cierre de
la subasta, y por lo tanto es el precio al que serán remuneradas todas las OEF que se
asignen a los agentes que resultaron seleccionados en la subasta para abastecer la
demanda.
Para participar en la subasta de asignación de las OEF es necesario que el generador o el
inversionista reporte a la CREG los parámetros que soportan su posterior declaración de
Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) 32 para que el CND verifique la
declaración.
La ENFICC de las plantas hidráulicas se calcula utilizando un modelo computacional (disponible
en la página de Internet de la CREG) que maximiza la energía mínima que puede entregar mes a
mes una planta hidráulica en condiciones de bajos caudales. Mientras que, La ENFICC de una
planta térmica se calcula utilizando la capacidad de generación de la planta, la disponibilidad de
combustibles, el número de horas del año y un índice que incorpora las restricciones a la
generación máxima de la planta: la indisponibilidad histórica por salidas forzadas y las
restricciones en el suministro y transporte del gas natural, cuando éste es el combustible
seleccionado por el generador. Para integrar al cálculo de la ENFICC, tanto de recursos térmicos
como hidráulicos, la disponibilidad de las plantas o unidades de generación, la CREG define el
Índice de Indisponibilidad Histórica por Salidas Forzadas (IHF), que considera la indisponibilidad
observada de cada activo de generación sin incluir aquellos eventos que no están bajo el
control del agente:


Fallas en el Sistema de Transmisión Nacional o en el Sistema de Transmisión Regional.
Racionamientos de gas natural declarados por el Ministerio de Minas y Energía.
Si el generador está interesado en incrementar su ENFICC a través de la mejora del IHF, puede
informarlo a la CREG dentro de los plazos que ella defina, adjuntando el cronograma del
32
ENFICC: Corresponde a la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación durante
un año de manera continua, en condiciones extremas de bajos caudales.
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129
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
proyecto que respalda la mejora anunciada y una garantía que cubra el diferencial de energía
asociado al cambio en el IHF.
Teniendo en cuenta que las subastas se ejecutan para adquirir nueva energía firme, éstas solo
tienen lugar cuando se estima que la demanda de energía para tres años adelante no puede ser
cubierta con la energía firme de los activos de generación existentes y la de los que entrarán en
operación durante esos tres años.
Durante el primer año del período de transición del mecanismo regulatorio (1º de diciembre de
2006 a 30 de noviembre de 2007), por concepto de cargo por confiabilidad se remuneró a los
generadores aproximadamente en 685 millones de dólares [13] .
5.3.3 Lecciones para el sistema chileno
Series hidrológicas sintéticas
En Colombia, es posible observar que el modelo SDDP (modelo similar al PLP utilizado en el SIC)
utilizado en la coordinación hidro-térmica para la planificación de la operación del sistema,
recibe series sintéticas generadas en base a series históricas. Por otra parte, existe un
mecanismo creado para comprobar la veracidad estadística de las series creadas
sintéticamente.
Esta es una situación distinta al sistema eléctrico chileno en donde el PLP (equivalente al
modelo SDDP) recibe como parámetro de entrada solamente las series históricas (que son,
evidentemente, menos). La utilización de series sintéticas permite contar con una mejor
discretización de la incertidumbre hidrológica y así con una mejor aproximación de los índices
de confiabilidad, dado que los eventos donde se pone en peligro la confiabilidad del suministro
ocurren con una frecuencia baja y por lo tanto son difíciles de capturar con una población
reducida/histórica de datos. El tratamiento adecuado de los escenarios hidrológicos, por lo
tanto, no solamente tendría un impacto económico, sino que también a nivel de la operación
segura del sistema sobre todo durante eventos extremos (i.e. sequía).
Mecanismos de subastas de confiabilidad
En Colombia, existe un mecanismo de cargo por confiabilidad cuya componente principal son
las Obligaciones de energía Firme (OEF) para los inversionistas, las cuales son subastadas en el
mercado para garantizar la confiabilidad en el suministro de energía firme en el largo plazo a
precios eficientes. Esto es importante ya que conceptualmente existe un reconocimiento social
en la labor del planificador que busca proteger a los consumidores ante decisiones erróneas del
mercado y que llevan a una falta de capacidad en el sistema eléctrico.
Si bien, el marco regulatorio del sistema eléctrico chileno no contempla la existencia de un
mercado mayorista de energía, se consideran las obligaciones de energía firme como un
mecanismo de interés y se recomienda su exploración, sobre todo en el ámbito de las
licitaciones a clientes regulados33.
33
Si bien, esto cae en el ámbito de la Comisión Nacional de Energía (CNE), no es claro que la CNE por si sola pueda
implementarlo. En el pasado, se ha discutido la necesidad que sea el CDEC y no la CNE la administradora de las
subastas de contratos. Esto es más claro si estas subastas están orientadas a asegurar la suficiencia del sistema y
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130
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
5.4 Manejo de reserva en Uruguay
En 2014, el Sistema Interconectado Nacional (SIN) alcanzó los 3.588 [MW] de potencia instalada
según lo expuesto en la Tabla 20 [14].
Tabla 20 Potencia instalada en el SIN por tecnología de generación. Fuente [14]
Fuente
Hidroeléctrica
Térmica
Biomasa
Eólica
Potencia instalada en el
SIN [MW]
1.538
1.181
403
466
%
42,9
32,9
11,2
13,0
En la Tabla 20 se observa que el 13 % de la potencia instalada del sistema eléctrico uruguayo
para 2014 corresponde a energía eólica de carácter variable. Dado esto, el manejo de la reserva
en el SIN es de vital importancia para mantener en todo momento (sobre todo en aquellas
horas de demanda baja y de alta generación eólica) el balance entre generación y consumo, así
como también los niveles de seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico uruguayo. Para
esto, en el reglamento del mercado mayorista de energía eléctrica (MMEE) [15] se establece lo
siguiente con respecto a la reserva operativa:



Artículo 144º. Para la administración comercial, se definen los siguientes tipos de
Servicios Auxiliares:
a) Control de Tensión
b) Reserva Operativa
c) Reserva Fría
d) Seguimiento de Demanda
e) Administración de Restricciones de Transporte
Artículo 148º. La reserva operativa incluye la reserva para regulación de frecuencia y
reserva rotante adicional para la operación del sistema con calidad. El servicio auxiliar
de reserva operativa se asignará en el despacho, a la generación, en función a su reserva
rotante y a su capacidad de variar la energía que está generando dentro de los
requisitos técnicos para los servicios auxiliares asociados, procurando minimizar el costo
que la demanda deba pagar por el servicio. Toda unidad generando, habilitada para
regulación de frecuencia, tendrá la obligación de aportar a la regulación primaria de
frecuencia, como contribución a la calidad del servicio que comparte de la red. Toda
unidad asignada a la regulación primaria de frecuencia deberá operar limitada
solamente por sus límites de operación.
Artículo 149º. La reserva operativa será considerada como aporte a la calidad del
servicio y también a la garantía de suministro34, para cubrir comportamientos aleatorios
éste es el modelo que se utiliza en el resto del mundo desarrollado (donde el operador maneja el mercado de
capacidad).
34
Artículo 217. La Garantía de suministro tiene por objeto asegurar a los participantes consumidores, la existencia
de suficiente potencia firme con disponibilidad comprometida para cubrir su requerimiento de energía. A tales
efectos, como seguro de abastecimiento futuro, cada participante consumidor tiene la obligación de cubrir
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131
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
de demanda, disponibilidad o contingencias del sistema. Cada participante productor
vende en una hora al servicio auxiliar de reserva operativa la potencia asignada por el
Despacho Nacional de Cargas (DNC) a dicho servicio que no corresponda a potencia
firme de largo plazo comprometida como venta en contratos o como servicio de reserva
nacional.
Al finalizar cada mes, el DNC calculará para cada participante productor la potencia media
mensual vendida al servicio auxiliar de reserva operativa, al que le corresponderá un cargo igual
a valorizar dicha potencia media al precio del servicio mensual de garantía de suministro.
En caso de que un generador térmico viese reducida su potencia despachada en una hora dada
por causa de su aporte al servicio auxiliar de reserva operativa, con respecto a la que le habría
correspondido si no hubiese aportado potencia a dicho servicio, le corresponderá además una
remuneración resultante de valorizar dicha reducción en potencia, a la diferencia entre el
precio spot de esa hora y su costo variable para el despacho.
La potencia del servicio auxiliar de reserva operativa será igual a la suma de la potencia media
mensual vendida en tal servicio por los participantes productores. A cada participante
consumidor le corresponderá una compra de potencia en el servicio auxiliar de reserva
operativa igual a repartir la potencia del servicio auxiliar de reserva operativa en forma
proporcional a su requerimiento real de garantía de suministro del mes.
 Artículo 150º. En caso de compartirse reserva operativa con países interconectados, el
DNC considerará también la reserva comprometida por el otro país, en la medida de
que exista la correspondiente capacidad libre en la interconexión internacional. La
remuneración de esta reserva resultará de los convenios vigentes correspondientes.
Como consecuencia del proceso de control de frecuencia o control de error de área, pueden
surgir flujos en una interconexión internacional que no corresponden a intercambios
programados. La energía que fluya en la interconexión internacional fuera de los intercambios
programados (o sea la diferencia entre la energía registrada en cada interconexión
internacional y la energía programada según contratos de importación o exportación y para
importación o exportación spot) será considerada como aporte al servicio de regulación
secundaria de frecuencia. Esta energía horaria se valorizará al precio spot de la energía de
acuerdo a lo siguiente:
a) Si la diferencia resulta positiva (el ingreso de energía en la interconexión
internacional es mayor que lo programado), se valorizará como una venta al
mercado spot.
b) Si la diferencia resulta negativa (el ingreso de energía en la interconexión
internacional es menor que lo programado), se valorizará como una compra al
mercado spot.
 Artículo 151º. Al finalizar el mes, se calculará el costo de los desvíos en interconexiones
internacionales totalizando las compras con signo negativo y las ventas con signo
positivo que resultan horariamente. El monto total neto resultante será considerado
costo de la regulación secundaria de frecuencia.
anticipadamente con potencia firme de largo plazo, una parte de su requerimiento previsto de garantía de
suministro.
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132
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Al finalizar cada mes, la Administración del Mercado Eléctrico (ADME) calculará el monto por el
servicio auxiliar de reserva operativa como la suma del cargo por el servicio auxiliar de reserva
operativa de los participantes productores más el costo de la regulación secundaria de
frecuencia. Cuando corresponda, se descontarán de este monto los créditos que se indican en
este Reglamento.
El monto resultante será considerado el costo mensual del servicio auxiliar de reserva
operativa. Cada distribuidor y cada gran consumidor, o su comercializador, deben pagar un
cargo mensual por el servicio auxiliar de reserva operativa, igual a la proporción del costo
mensual del servicio auxiliar de reserva operativa que representa su consumo mensual dentro
del consumo total del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
 Artículo 167º. El DNC realizará el despacho económico de generación y asignación de
reserva operativa con la siguiente periodicidad:
a) Pre-despacho diario.
b) Re-despachos en tiempo real.
 Artículo 215º. El servicio auxiliar de reserva operativa remunera la potencia firme
requerida como reserva operativa de corto plazo para mantener el balance instantáneo
entre generación y consumo y la calidad del servicio.
5.4.1 Lecciones para el sistema chileno
Es posible observar que en Uruguay la reserva operativa (control primario de frecuencia y
reserva rotante adicional) constituye un servicio complementario para cubrir comportamientos
aleatorios de demanda, disponibilidad y contingencias de generación, y tiene asociado una
remuneración igual al precio definido como la resta entre el precio spot y el costo variable de la
unidad prestando el servicio. Esta definición es fundamental y corresponde a la valorización
marginalista del precio de la reserva, la que según la literatura especializada proporciona las
señales adecuadas para que los inversionistas instalen estos recursos en función de los
requerimientos reales que tiene el sistema por reservas. Además, es interesante observar que
existe un mecanismo claro y preciso para identificar y remunerar los intercambios de servicios
complementarios con países vecinos, lo que podría ser muy relevante en el contexto de la
interconexión SING-SADI.
5.5 Mecanismos de incentivos a la industria de gas natural, Perú
Desde comienzos de la década de los noventa se generaron diversas reformas en el sector
eléctrico peruano impulsadas por la creación de algunos mecanismos de regulación. En
particular, se estableció un esquema de costo auditados para el sector de generación, donde los
generadores tenían la responsabilidad de entregar la información de sus compras a los
productores de gas y los contratos de capacidad de transporte y distribución según fuera el
caso. Sin embargo, los desafíos intrínsecos del cálculo de costos variables del gas natural fueron
identificados por el regulador tempranamente. Dichos desafíos se encuentran asociados,
principalmente, a la presencia de costos fijos elevados propios de esta tecnología de
generación, los cuales se justifican por la necesidad de infraestructura de suministro intensiva
en capital que requiere de una componente firme de remuneración.
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133
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Lo mencionado anteriormente, lleva a conflictos fundamentales en la determinación de un
costo variable del gas y, por ende, en la definición de su precio en base a costos auditados. Esta
situación se vio agravada en el pasado, entre otras razones, por la presencia de poder de
mercado y las potenciales manipulaciones del precio declarado. Por otra parte, existían
también incentivos de parte de los generadores a no revelar información detalladas de los
contratos de suministro por decisiones estratégicas. Dado esto, se generaron procesos de
arbitraje en los contratos de gas con los productores y diversas problemáticas de alto costo
para todos los agentes del sector.
Como solución, se planteó en primera instancia una metodología de precio único declarado por
parte de los agentes, con período de vigencia de un año e indexada a través de indicadores
internacionales definidos por el regulador. Así, por anticipado los generadores podían declarar
un costo variable único que se mantuviera fijo por un año. Esta metodología fue implementada
durante algunos años sin mayor éxito en el sistema energético peruano.
Posteriormente, en la ley Nº 29.970 [16], la cual afianza la seguridad energética y promueve el
desarrollo del polo petroquímico en el sur del país, se establece que:

Artículo 2.- Extensión de los beneficios previstos en la Ley Nº 27.133 [17], ley de
promoción del desarrollo de la industria del gas natural
2.1 Las empresas encargadas de implementar los proyectos de suministro de gas natural
y líquidos de gas natural para el afianzamiento de la seguridad energética, en el
marco de la presente Ley, pueden ser beneficiarias del mecanismo de ingresos
garantizados, siempre que exista una mejora en la seguridad energética del sector
eléctrico, conforme al proceso previsto en la Ley 27.133 [17] , ley de promoción del
desarrollo de la industria del gas natural, de tal forma que permita definir el menor
costo del servicio y/o el menor plazo posible. Tales beneficios se otorgan mediante
contrato de concesión al amparo del dispositivo antes mencionado, para cuyo efecto
se llevan a cabo los procesos de promoción a la inversión correspondiente.
2.2 La aplicación del Mecanismo de Ingresos Garantizados a que se refiere el numeral
anterior tiene en cuenta los siguientes principios:
i. Recuperación del costo del servicio ofrecido por el inversionista en el período de
recuperación y según lo estipulado en el contrato de concesión;
ii. La suma actualizada de los ingresos garantizados anuales, considerando la tasa de
descuento señalada en el contrato de concesión, debe permitir la recuperación del
costo del servicio en el período de recuperación;
iii. Los ingresos garantizados anuales son cubiertos mediante:
a) los recursos provenientes de la prestación del servicio de transporte, cuando
corresponda;
b) los recursos pagados por los concesionarios de los sistemas de transporte
existentes y que operen en paralelo (en forma de “loop”) al nuevo sistema, de
acuerdo a la capacidad utilizada; y
c) los ingresos provenientes del cargo adicional al peaje del Sistema Principal de
Transmisión, denominado “cargo por afianzamiento de la seguridad energética”.
iv. Los agentes del sector eléctrico que recaudan el cargo por afianzamiento de la
seguridad energética, a que se refiere el numeral anterior, transfieren dicho cargo a
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
134
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
los concesionarios beneficiarios según lo que establezca el Organismo Supervisor de
la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), en su calidad de administrador del
mecanismo de ingresos garantizados.
2.3 Mediante decreto supremo, con voto aprobatorio del Consejo de Ministros y
refrendado por el Ministro de Energía y Minas, se establecen el procedimiento y los
requisitos para el otorgamiento de los beneficios y la reglamentación adicional que
requiera el Mecanismo de Ingresos Garantizados.
Por otra parte, en [17] se establece que:

Artículo 6.- Garantías a la inversión en los proyectos de red principal
6.1 Los proyectos de red principal adjudicados según las modalidades establecidas en el
texto único ordenado podrán incluir un mecanismo para garantizar los ingresos
anuales que retribuyan adecuadamente el costo del servicio a los inversionistas.
6.2 Para que un proyecto de red principal pueda acceder a la garantía a que se refiere el
párrafo anterior, deberá cumplir con los siguientes requisitos:
a) Que sea de uso público;
b) Que por lo menos el 50% (cincuenta por ciento) de la capacidad garantizada
de los ductos esté destinado a los generadores eléctricos;
c) Que promueva el desarrollo de la competencia energética;
d) Que la relación beneficio-costo para los usuarios del servicio eléctrico que
reciben energía de los sistemas eléctricos donde participan los generadores
eléctricos sea superior a la unidad.
 Artículo 7º.- Determinación de la garantía por la red principal
7.1 La recuperación del costo del servicio será garantizada a los inversionistas a través
de los ingresos garantizados anuales.
7.2 Los ingresos garantizados son aquellos que se aseguran como mínimo al
inversionista de red principal a lo largo del tiempo y están en función de la
capacidad garantizada y de la tarifa base.
7.3 La tarifa base se determinará en función al costo del servicio y la capacidad
garantizada anual de tal manera que el valor presente del flujo de ingresos anuales
sea igual al costo del servicio, utilizando la tasa de descuento y el período de
recuperación establecido en el contrato.
7.4 Los Ingresos Garantizados anuales a que se refiere el presente artículo serán
cubiertos mediante:
a) Los recursos provenientes de la prestación del servicio de transporte; y,
b) La garantía cubierta por los usuarios eléctricos mediante el cargo por garantía
por red principal a que se refiere el numeral 7.6.
7.5 Los recursos provenientes de la prestación del servicio de transporte serán
determinados en función de las tarifas reguladas y de las capacidades contratadas
anuales. Las tarifas reguladas serán determinadas por la Comisión de Tarifas de
Energía (CTE) de tal forma de asignar equitativamente el costo del servicio entre los
usuarios de la red en proporción a las capacidades contratadas anuales por cada tipo
de usuario, considerando además lo señalado en el contrato.
7.6 La CTE incorporará periódicamente a la tarifa eléctrica en el rubro correspondiente
al peaje del sistema principal de transmisión eléctrica a que se refiere el Artículo 59
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135
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
del Decreto Ley N° 25844, ley de concesiones eléctricas, un cargo que se denominará
garantía por red principal. Dicho cargo permitirá cubrir, de ser necesario, los
ingresos garantizados.
Luego, se publica el reglamento de la ley Nº 29.970 mediante el decreto supremo Nº 005 –
2014 – EM [18] , en el cual se establece:
 Artículo 2.- Glosario de términos y definiciones.
2.2 Capacidad Garantizada: Es la capacidad de transporte que se remunera al sistema
integrado de transporte de acuerdo con las especificaciones contenidas en el contrato de
concesión y que es empleada para la determinación del ingreso garantizado anual, según lo
establecido en el contrato de concesión respectivo. Para el caso de los sistemas de transporte
dentro de la zona de seguridad, las capacidades garantizadas, para efectos de determinar las
tarifas bases, serán iguales a las demandas beneficiadas.
2.3. Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética (CASE): Es el cargo adicional al peaje
unitario por conexión al sistema principal de transmisión, que forma parte de éste, para cubrir
el déficit del ingreso garantizado anual. A dicho cargo le serán de aplicación todos los
mecanismos establecidos en la Ley Nº 27.133 y sus normas reglamentarias.
2.5. Costo del Servicio (CS): Valor ofertado por el adjudicatario en la licitación, que incluye el
costo de inversión, más los costos de operación y mantenimiento, y todos los otros costos que
fueran necesarios para la prestación del servicio, debidamente actualizados según las fórmulas
previstas en el contrato de concesión. El contrato de concesión podrá definir mecanismos de
ajuste en el costo del servicio de acuerdo a los riesgos involucrados en la ejecución del proyecto
o a las etapas de desarrollo del sistema integrado.
2.6. Ingresos Garantizados Anuales (IGA): Es la retribución económica anual que se paga al
concesionario para retribuir el costo del servicio en el período de recuperación. Cuando las
capacidades garantizadas, definidas en el contrato de concesión, sean constantes, el IGA será
determinado multiplicando el costo de inversión, debidamente actualizado, por el factor de
recuperación del capital (FRC), más los costos de operación y mantenimiento, de acuerdo con
las fórmulas que defina el citado contrato de concesión.
2.8. Período de Garantía: Lapso igual o inferior al período de recuperación, durante el cual se
aplica el mecanismo de ingresos garantizados otorgado por la Ley, para la recuperación del
costo del servicio. El período de garantía culmina según lo previsto en la Ley Nº 27.133 y su
reglamento.
2.9. Período de Recuperación: Es el plazo establecido en el contrato de concesión para la
recuperación del costo del servicio.
2.11. Servicio de Seguridad: Servicio de transporte por ductos mediante el cual se incrementa
la confiabilidad del sistema y continuidad del suministro de gas natural y/o líquidos de gas
natural, ante indisponibilidades y/o fallas de los sistemas de transporte existentes.
2.13. Sistemas de Seguridad de Transporte de Gas Natural - STG: Son los ductos, equipos y
demás instalaciones necesarios para el transporte de gas natural, dentro de la zona de
seguridad.
2.14. Sistema de Seguridad de Transporte de Líquidos - STL: Son los ductos, equipos y demás
instalaciones necesarios para el transporte de los líquidos del gas natural, dentro de la zona de
seguridad.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
136
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
2.15. Zona de Seguridad: La zona de seguridad comprende el área geográfica dentro de la cual
se desarrollan instalaciones de transporte mediante las cuales el estado garantiza a la demanda
nacional el aumento de la confiabilidad y disponibilidad en el suministro de hidrocarburos.
 Artículo 3.- Administración y Liquidación del CASE.
La administración del mecanismo de ingresos garantizados corresponde al OSINERGMIN, de
conformidad con el numeral 2.2 del artículo 2 de la Ley. El citado mecanismo comprende: la
fijación, la periodicidad, la recaudación, la distribución y la liquidación del CASE, incluyendo la
adopción de disposiciones relativas a su cumplimiento.
Capítulo Primero, Desarrollo de los STG
 Artículo 7.- De los Sistemas de Seguridad de Transporte de Gas Natural (STG).
Los STG incrementan la seguridad energética conforme lo define la ley y forma parte del
sistema de seguridad energética en hidrocarburos. Las extensiones y/o incremento de
capacidad de los STG se desarrollarán de acuerdo a un plan de desarrollo aprobado por el
MINEM (Ministerio de Energía y Minas). En virtud del numeral 4.2 del artículo 4 de la Ley, el
desarrollo de los STG cuenta con el beneficio del mecanismo de ingresos garantizados,
conforme se detalla en el artículo 9 de la presente norma.
 Artículo 8.- Prestación del Servicio de Seguridad dentro de la Zona de Seguridad.
El Concesionario del STG permitirá el acceso abierto a sus sistemas de transporte por ductos, a
los consumidores de gas natural y a los concesionarios de transporte por ductos, asumiendo la
obligación de transportar el gas natural, priorizando la demanda del sur del país, de acuerdo a
lo dispuesto en los respectivos contratos de concesión. La retribución de los STG se encuentra
cubierta, conforme se detalla en el Artículo 9 del presente reglamento. Los concesionarios de
transporte de gas natural, que tengan instalaciones dentro de la zona de seguridad, podrán
beneficiarse del STG a través de una mayor capacidad de transporte de gas natural con que
cuenten a la vigencia de la presente norma, previa autorización por parte del Ministerio de
Energía y Minas.
Artículo 9.- Remuneración del Ingreso Garantizado Anual y Tarifa.
9.1 El Ingreso garantizado anual del concesionario para el desarrollo del STG, es cubierto
mediante:
a) Ingresos provenientes de la prestación del servicio de transporte, a que se
refiere el literal a), del inciso iii, del numeral 2.2 del artículo 2 de la Ley 29.970
[16] (presentada con anterioridad en sección 5.5).
b) Los ingresos provenientes de los ahorros y beneficios compartidos, a que se
refiere el literal b), del inciso iii, del numeral 2.2 del artículo 2 de la Ley.
c) Los ingresos por el CASE más los saldos de liquidación, a que se refiere el
literal c), del inciso iii, del numeral 2.2 del artículo 2 de la Ley.
9.2 Los servicios contenidos en el literal a) del artículo anterior son: el servicio de
transporte adicional en la zona de seguridad y el servicio de seguridad. Los ingresos
por estos servicios serán determinados por OSINERGMIN, según las tarifas
establecidas en el artículo 7 de la Ley 27.133 (presentada con anterioridad en
sección 5.5) y precisadas en el contrato de concesión. Por la prestación del servicio
de seguridad en el STG, en la modalidad de servicio firme, la tarifa regulada podrá
ser hasta la tarifa base, determinada conforme lo establezca el contrato de
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
137
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
concesión, aplicándose a toda la demanda beneficiada. Adicionalmente, aquel
usuario que no forma parte de la demanda beneficiada, podrá acceder al servicio de
seguridad en el STG, en la modalidad de servicio interrumpible, sólo ante
indisponibilidades y/o fallas de los sistemas de transporte existentes, por el que
deberá pagar una Tarifa de Racionamiento, la cual será determinada conforme lo
establezca el OSINERGMIN.
Se considera como servicio de transporte adicional, a los servicios que preste el
concesionario mediante la utilización de la infraestructura de seguridad. Dicha
utilización debe derivar en una menor tarifa del servicio de seguridad en el STG por
parte de los usuarios beneficiados o una menor recaudación del CASE, los cuales
serán determinados en el contrato de concesión correspondiente.
El servicio de transporte adicional se ofrecerá en calidad de servicio firme con la
excepción que puede ser suspendido en caso exista restricción en los sistemas de
transporte y se requiera dar prioridad a los servicios de seguridad; adicionalmente y
conforme a lo previsto en el respectivo contrato de concesión el servicio de
transporte adicional puede ser brindado también en la modalidad de servicio
interrumpible.
En el respectivo contrato de concesión se determinará el porcentaje de los ingresos
provenientes por el servicio de transporte adicional que se aplicarán para cubrir el
ingreso garantizado anual del concesionario para el desarrollo del STG y el
respectivo porcentaje en beneficio del concesionario que no constituye ingreso
garantizado anual.
9.3 Los cargos para determinar el CASE serán calculados de forma tal que aseguren el
pago oportuno de los ingresos garantizados anuales.
9.4 El contrato de concesión contemplará un fideicomiso:
(i) al cual se depositarán la recaudación de los ingresos previstos en el numeral
9.1 y
(ii) desde el cual se asignará los correspondientes recursos al concesionario. El
procedimiento de recaudación y pago del ingreso garantizado anual en el
fideicomiso será determinado por el OSINERGMIN en su calidad de
administrador del mecanismo ingresos garantizados a que se refiere el numeral
2.2 del artículo 2 de la Ley. 9.5 Los excedentes de los ingresos provenientes de
los literales a), b) y c) del artículo 9.1, una vez cubierto el ingreso garantizado
anual, permanecerán en el fideicomiso, pudiendo ser utilizados para cubrir
cualquier déficit que pudiera presentarse durante el desarrollo del STG.
Capítulo Segundo, Desarrollo del STL
 Artículo 11.- Del Sistema de Seguridad del Transporte de Líquidos (STL).
El STL incrementa la seguridad energética conforme lo define la Ley. En virtud del numeral 4.2
del artículo 4 de la Ley, el desarrollo del STL forma parte del sistema de seguridad energética en
hidrocarburos, contando con el beneficio del mecanismo de ingresos garantizados, conforme al
artículo 13 del presente Reglamento.
 Artículo 12.- Prestación del Servicio dentro de la Zona de Seguridad.
Para el STL resulta aplicable lo establecido en el Artículo 8 de la presente norma.
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138
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING

Informe Final
Artículo 13.- Remuneración de los Ingresos Garantizados Anuales y Tarifas
13.1 Los ingresos garantizados anuales del concesionario para el desarrollo del STL,
son cubiertos mediante:
a) Los ingresos provenientes del cargo tarifario SISE regulado por OSINERGMIN a
que se refiere la Ley Nº 29.85235, ley del sistema de seguridad energética en
hidrocarburos, de conformidad a lo señalado en el numeral 4.2 del artículo 4 de
la Ley Nº 29.970. Para los fines del presente reglamento y por el pago del
servicio de seguridad, los cargos tarifarios SISE serán pagados por toda la
demanda beneficiada y los consumidores iniciales que soliciten capacidad de
transporte de líquidos de gas natural, conforme a los contratos que suscriban. La
demanda beneficiada corresponde al suministro de combustibles líquidos, GLP y
otros productos derivados de los líquidos de gas natural, que serán recaudados
por los productores e importadores que realizan la venta primaria.
b) Los ingresos provenientes de los ahorros y beneficios compartidos, a que se
refiere el Artículo 7 del presente reglamento.
c) Los ingresos o egresos de los saldos de liquidación del cargo tarifario SISE.
d) Los ingresos provenientes del fideicomiso del cargo tarifario SISE.
13.2 El contrato de concesión contemplará un fideicomiso:
(i) al cual se depositarán la recaudación de los ingresos previstos en los
numerales anteriores y
(ii) desde el cual se asignará los correspondientes recursos al concesionario. El
procedimiento de recaudación y pago del fideicomiso será determinado por el
OSINERGMIN en su calidad de administrador del mecanismo ingresos
garantizados a que se refiere el numeral 2.2 del artículo 2 de la Ley.
13.3 La recaudación y transferencia de los ingresos por aplicación del SISE seguirán el
mismo procedimiento que el establecido en la Ley Nº 29852 y sus normas
reglamentarias.
Título III – Desarrollo del gasoducto sur-peruano (GSP)
 Artículo 14. Del Gasoducto Sur Peruano (GSP)
El GSP forma parte del sistema integrado que comprende desde las zonas de producción hasta
la costa sur del país, conforme lo define el contrato de concesión. Incluye los ductos para el
suministro de gas natural hacia las regiones de Apurímac, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna,
que serán desarrollados de acuerdo con lo que se disponga en el contrato de concesión. Las
ciudades de la región Cusco que están incorporadas dentro de la zona de seguridad no asumen
las tarifas del GSP.
De acuerdo con el numeral 3.2 del Artículo 3 de la Ley, el GSP cuenta con el beneficio del
mecanismo de ingresos garantizados, los mismos que serán remunerados conforme se detalla
en el presente reglamento.
35
Ley Nº 29.852; Artículo 1.- Sistema de seguridad energética en hidrocarburos: El Sistema de Seguridad
Energética en Hidrocarburos será reglamentado mediante decreto supremo refrendado por el Ministro de Energía
y Minas y será remunerado mediante un cargo al transporte por ductos de los productos líquidos derivados de los
hidrocarburos y líquidos del gas natural.
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139
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
 Artículo 15.- Prestación del Servicio de Transporte
El concesionario del GSP deberá efectuar ofertas públicas de capacidad de transporte de gas
natural por ductos y suscribir los respectivos contratos de transporte a fin de atender la
demanda de los usuarios ubicados en el sur del país conforme a la normatividad vigente, para lo
cual restará la demanda destinada al abastecimiento de los consumidores iniciales, que incluye
la del nodo energético, con quienes suscribirá contratos de servicio de transporte sin necesidad
de efectuar oferta pública. A los usuarios con los que contrate el servicio de transporte, se les
cobrará la tarifa conforme se detalla en el numeral 16.1 del artículo 16 del presente
reglamento.
 Artículo 16.- Remuneración de los Ingresos Garantizados Anuales y Tarifas
16.1 El ingreso garantizado anual del GSP es cubierto mediante:
a) Los ingresos provenientes por la prestación del servicio de transporte de gas
natural para los usuarios del sur del país. La tarifa base aplicable al GSP será
calculada considerando el ingreso garantizado anual y la capacidad garantizada
anual, debidamente actualizada con la tasa de descuento.
b) Los ingresos provenientes del CASE conforme al procedimiento establecido
por OSINERGMIN.
16.2 El contrato de concesión contemplará un fideicomiso:
(i) al cual se depositarán la recaudación de los ingresos previstos en los literales
anteriores y
(ii) desde el cual se asignará los correspondientes recursos al concesionario. El
procedimiento de recaudación y pago del ingreso garantizado anual del GSP en
el fideicomiso será determinado por el OSINERGMIN en su calidad de
administrador del Mecanismo Ingresos Garantizados a que se refiere el numeral
2.2 del artículo 2 de la Ley.
16.3 Los excedentes de los ingresos provenientes de los literales anteriores, una vez
cubierto el ingreso garantizado anual permanecerán en el fideicomiso, pudiendo ser
utilizados para cubrir cualquier déficit que pudiera presentarse durante el
desarrollo del GSP.
16.4 Los generadores eléctricos asumirán la tarifa base y recibirán una compensación
que iguale el costo del transporte aplicado a los generadores eléctricos en la zona
central del país.
16.5 El contrato de concesión definirá un mecanismo de incentivo para determinar la
tarifa base cuando la capacidad contratada del GSP supere la capacidad
garantizada.
 Artículo 17.- Adelanto de los ingresos garantizados
Conforme lo dispuesto en las Leyes Nº 29.970 y Nº 27.133, en el contrato de concesión
del sistema integrado (que incluye al STG, STL y GSP) se incorporará las condiciones
sobre el adelanto de los ingresos garantizados, conforme a los siguientes principios:
a) El plazo de inicio de la recaudación del adelanto, será definido por el MINEM
en un plazo que no excederá de los seis (06) meses desde la fecha de suscripción
del contrato de concesión.
b) El adelanto de los ingresos garantizados serán transferidos al concesionario, a
través del Fideicomiso.
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140
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
c) El porcentaje mínimo y/o máximo del adelanto del costo del servicio, será
definido en los contratos de concesión.
d) El mecanismo de recaudación y entrega de los ingresos adelantados serán
definidos por decreto supremo refrendado por el Ministerio de Energía y Minas,
los cuales funcionarán a través de los contratos de fideicomiso. En el contrato de
concesión respectivo, se establecerá que, en caso se aplique el adelanto referido
en el presente artículo, éste deberá descontarse al inicio de la operación
comercial y ajustar los ingresos garantizados. La tasa de descuento para los
adelantos son definidos en el contrato de concesión.
5.5.1 Lecciones para el sistema chileno
Se considera que los mecanismos regulatorios adoptados por el sector eléctrico peruano en pro
del desarrollo de la industria del gas pudiesen resultar de interés para el operador del sistema
eléctrico chileno, ya que cuenta con una gestión más integrada entre los vectores energéticos
(electricidad-gas). Principalmente, son de interés los mecanismos de ingresos garantizados,
debido a que éstos permiten asegurar a los inversionistas un marco regulatorio de bajo riesgo
tanto para la recuperación y renta de las inversiones realizadas en el sector de gas. En este
punto, es importante reconocer que existe poco conocimiento a nivel internacional acerca de
cómo tratar la remuneración de activos de generación de gas, que presentan una proporción
importante de costos fijo (el costo de operación también presenta una componente importante
take or pay) y en este marco la metodología peruana parece interesante.
Un mecanismo particular al caso de Chile y que corrige los problemas del actual diseño
regulatorio para la operación de los ciclos combinados se puede encontrar en el informe
Análisis Económico del Despacho Eléctrico de Generadores con Contratos de Suministro de
Combustible GNL Take or Pay [20], donde el Centro de Energía de la Universidad de Chile
plantea un cambio tanto en el despacho de las unidades y su coordinación con otros recursos
de generación (embalses), como en el control de las importaciones de gas natural y los pagos
por nuevos servicios complementarios asociados al gas. Al igual que el caso peruano este
mecanismo reconoce que, para hacer una gestión eficiente de los recursos, no es posible
aplicar únicamente un costo variable para reflejar la función de costos de las unidades que
utilizan gas natural, al igual que no es posible ignorar las interacciones entre el sistema eléctrico
y la infraestructura asociada al sistema gasífero.
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141
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
6 Niveles de seguridad de suministro y estándares
de seguridad en Chile
El presente capítulo tiene por objetivo exponer la situación actual del sistema eléctrico chileno
en lo referente a estándares de seguridad y calidad de suministro. En una primera instancia se
exponen los estándares de seguridad de suministro que rigen en la actualidad al sistema
eléctrico chileno en cuanto a operación y planificación, presentando la definición de índices de
indisponibilidad en generación y transmisión, índices de continuidad y resiliencia del sistema
eléctrico. En segunda instancia, se presentan los niveles de seguridad actuales experimentados
en el sistema eléctrico chileno a través del cálculo de índices SAIDI y SAIFI (definidos en la
sección 2.2) y se realizan distintas comparaciones en relación a las estadísticas internacionales
expuestas en el Capítulo 2. Finalmente, se exponen metas y lineamientos propuestos por el
equipo de la Universidad de Chile en pro del mejoramiento continuo de los procedimientos
vinculados a operación segura del sistema eléctrico chileno.
6.1 Descripción de la situación actual
6.1.1 Estándares de seguridad en planificación y operación del sistema
En la actualidad, los estándares de seguridad y calidad de suministro vigentes se encuentran en
la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCs) [1], en su última versión vigente
desde el 30 de diciembre de 2015. Con respecto a estándares de seguridad de planificación y
operación del sistema la NTSyCs establece lo siguiente:

Art. 5 – 4: Los límites aplicables a la operación del Sistema Interconectado (SI) serán
determinados en base a consideraciones técnicas y económicas debidamente
justificadas, estas últimas entendidas como el compromiso entre los costos y beneficios
obtenidos para el conjunto del SI, conforme a los estándares de Seguridad y Calidad de
Servicio (SyCS) que se exigen en el presente Capitulo.
 Art. 5 – 5: La planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada aplicando el
criterio N-1, definido según lo establecido en el Artículo 1-7 numeral 3136.
En los estudios de planificación, la aplicación del criterio N-1 solo podrá utilizar recursos EDAC
(Esquema de Desconexión Automática de Carga), EDAG (Esquema de Desconexión Automática
36
Art. 1 - 7 Núm. 31; Criterio N-1: Criterio de seguridad utilizado en la planificación del desarrollo y operación del Sistema
Interconectado (SI) que garantiza que, ante la ocurrencia de una contingencia simple, sus efectos no se propaguen a las
restantes instalaciones del SI provocando la salida en cascada de otros componentes debido a sobrecargas inadmisibles, o a
pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión.
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142
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
de Generación) o ERAG (Esquema de Reconexión Automática de Generación) supervisados por
frecuencia o por tensión.
Para estos efectos, el estudio de transmisión troncal y sus revisiones anuales realizadas por la
Dirección de Peajes (DP), a que se refiere la ley general de servicios eléctricos, deberán verificar
durante su realización que las alternativas de ampliación recomendadas aseguren el
cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior, en todos los tramos del Sistema de
Transmisión Troncal (STT), dando cumplimiento a las exigencias de SyCS establecidas en la
presente Norma Técnica (NT).
Del mismo modo, los estudios de sub-transmisión a que se refiere la ley general de servicios
eléctricos, deberán cumplir lo señalado en el inciso anterior para las instalaciones de cada
Sistema de Sub-transmisión (STx).
Las instalaciones de los Sistemas de Transmisión Adicional (STA) que operen con enmallamiento
también deberán dar cumplimiento a los criterios de planificación indicados en el presente
artículo.
 Art. 5 – 6: La planificación de la operación del SI deberá ser realizada aplicando el
criterio N-1, en los términos definidos en el Artículo 5-7.
Asimismo, la Dirección de Operaciones (DO) y el Centro de Control (CDC) coordinarán la
operación de las instalaciones del SI de modo que se asegure en todo momento lo señalado en
el inciso anterior, dando así cumplimiento a las exigencias de SyCS establecidas en la presente
NT.
 Art. 5 – 7: La aplicación del criterio N-1 que realice la DO, deberá considerar en todos los
estudios de programación de la operación establecidos en la NT, que una contingencia
simple pueda ser controlada sin que sus efectos se propaguen al resto de las
instalaciones del SI, mediante el uso de los recursos generales de control de
contingencias37.
Para determinar el grado de participación de los recursos EDAG, ERAG o EDAC (activados por
desenganche directo, por sub-frecuencia o por sub-tensión) contemplados en la aplicación del
criterio N-1, la DO deberá realizar una evaluación técnico-económica considerando el costo de
energía no suministrada de corta duración y la probabilidad de falla.
En relación a la información obtenida de las entrevistas con ambos operadores del sistema
(CDEC-SING; CDEC-SIC, Anexo B), es posible desprender que:

37
En cuanto a la seguridad en el segmento de generación:
o El sistema se programa y opera en base a un criterio de N – 1 en generación
mediante la aplicación de un criterio de seguridad con reserva en giro. Este
criterio se aplica en el SING manteniendo una reserva en giro superior a 70 [MW]
Art. 1 – 7 Núm. 77; Recursos Generales de Control de Contingencias: Corresponden a:
a) la inercia propia de las máquinas rotatorias, incluyendo volantes.
b) el control primario y secundario de frecuencia.
c) la reserva de potencia reactiva y el control de tensión.
d) los estabilizadores de sistemas de potencia.
e) EDAC, el EDAG, el ERAG, en los términos definidos en el Artículo 5-7.
f) y en general, los sistemas que en función de la evolución de variables de control del sistema actúan sobre la
generación, la carga o la topología del sistema.
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143
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
(la cual, en opinión del operador, se supera con creces en la práctica). Es
necesario destacar que la pérdida potencial más grande en generación para el
SIING corresponde a 350 [MW] (U16), sin embargo, esta unidad rara vez opera
en ese nivel por disponibilidad de gas. Por otra parte, en el SIC este criterio se
aplica manteniendo una reserva en giro mayor o igual a la unidad generadora
con mayor aporte en el despacho.
En opinión del operador del SIC existen algunos eventos de pérdida de
generación en los que el sistema podría quedar con bajos niveles de reserva para
enfrentar otro evento de generación (esta condición duraría aproximadamente
30 minutos).

En cuanto a seguridad en el segmento de transmisión:
o El sistema es seguro ante los eventos N – 1 (i.e. a la salida intempestiva de un
elemento) en transmisión. Considerando los criterios de seguridad en la
operación y los automatismos para contingencias.
Se establece que, en ocasiones los sistemas de protecciones y control no operan
de manera correcta y, por ende, un evento de falla simple se podría propagar
(e.g. Apagón 2011, SIC). Por otra parte, se establece también que el sistema no
está diseñado con criterio de N – 1 en todos sus segmentos. A modo de ejemplo,
se menciona la existencia de transformadores y líneas de transmisión sin
redundancia en el SING y el SIC.
Finalmente, no existen eventos acordados con la autoridad, en relación al tema
de penalizaciones, en los que el sistema se encuentre desprotegido frente a la
salida intempestiva de un elemento de transmisión. Sin embargo, se considera
que la autoridad tiene conocimiento de los casos en los que el sistema no cuenta
con un criterio de N – 1 en transmisión.

En relación al diseño de la red:
o Se considera que no existen criterios de diseño de N – 1 para todas las
instalaciones. La NTSyCs establece directrices generales al respecto, orientadas
al régimen estacionario; no obstante, la revisión y realización de las propuestas
de expansión del sistema en transmisión buscan cumplir el criterio N – 1 de
forma rigurosa.
Por otra parte, se considera que, en general, la red se diseña con un criterio de
seguridad de N - 1 en transmisión. Sin embargo, se reconoce que en la actualidad
existen algunas líneas de transmisión y transformadores que no cuentan con
redundancia.
Finalmente, se señala en las encuestas que el operador del sistema (CDEC-SIC,
CDEC-SING) no es responsable por el diseño de las instalaciones en transmisión
ante la autoridad. El rol de los CDECs se limita a licitar y a efectuar las auditorías
para la ejecución de los proyectos de nuevas obras del sistema de transmisión
troncal.
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144
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
6.1.2 Índices de indisponibilidad en generación y transmisión
En cuanto a la evaluación de la calidad de suministro en generación y transmisión, la NTSyCS [1]
establece que:

Art. 5 - 58: La calidad de suministro de generación y transmisión se evaluará a través de
los índices de indisponibilidad de las instalaciones de generación y de transmisión.
A estos efectos la DP deberá calcular la Indisponibilidad forzada y programada de las
instalaciones de generación y transmisión. Las instalaciones a las cuales se les determinará los
índices de Indisponibilidad son las siguientes:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Unidades de generación sincrónicas.
Transformadores de poder y reactores shunt.
Líneas de transmisión, por circuito.
Equipos de compensación reactiva.
Equipos de Compensación de Energía Activa.
Parques eólicos y fotovoltaicos.
Los índices de indisponibilidad forzada y programada de las instalaciones son determinados
como promedio móvil con una ventana de cinco años.
Son responsabilidad de cada coordinado tomar todas las medidas necesarias para dar
cumplimiento en sus instalaciones a los estándares que se definen en el Artículo 5 - 59 y
Artículo 5 - 60.
La DP debe efectuar mensualmente los cálculos señalados en el presente título de acuerdo al
anexo técnico "Informe Calidad de Suministro y Calidad de Producto", indicando los
incumplimientos registrados en cada instalación e informando de ello a la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles (SEC).

Art. 5 – 59: Los índices de indisponibilidad programada y forzada de generación no
deberán superar los valores límites que se indican a continuación, según el tipo de
central:
Tabla 21 Límites aceptables para índices de indisponibilidad en generación. Art. 5-59 NTSyCs [1]38
38
Tipo de Central
Hidráulica Embalse (por unidad)
HPROg
400
HFORg
100
FFORg
8
Hidráulica Pasada (por unidad)
300
50
4
Térmica Vapor (por unidad)
750
200
12
Térmica Ciclo Combinado (por ciclo)
500
200
12
Turbina Gas (por unidad)
300
50
4
Motores Diésel (por unidad)
300
10
8
Parques de motores Diésel
20
10
4
Explicación de las unidades utilizadas en esta tabla (HPRO, HFOR y FFOR) se encuentran en la página siguiente.
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145
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Parques eólicos y fotovoltaicos
20
10
Informe Final
4
Para la aplicación de esta tabla, los índices de indisponibilidad programada y forzada se
calcularán para cada año “i” como un promedio móvil de los últimos cinco años, como:
𝑖
1
𝐻𝑃𝑅𝑂𝑔𝑖 =
∑ ℎ𝑝𝑟𝑜𝑔𝑗
5
𝑗=𝑖−4
𝑛
ℎ𝑝𝑟𝑜𝑔𝑗 = ∑ (1 −
𝑘=1
𝑃(𝐷)𝑘
) ℎ(𝐿)𝑘
𝑃𝑘𝑚𝑎𝑥
𝑖
1
𝐻𝐹𝑂𝑅𝑔𝑖 =
∑ ℎ𝑓𝑜𝑟𝑔𝑗
5
𝑗=𝑖−4
𝑛
ℎ𝑓𝑜𝑟𝑔𝑗 = ∑ (1 −
𝑘=1
𝑃(𝐷)𝑘
) ℎ(𝐿)𝑘
𝑃𝑘𝑚𝑎𝑥
𝑖
1
𝐹𝐹𝑂𝑅𝑔𝑖 =
∑ 𝑓𝑓𝑜𝑟𝑔𝑗
5
𝑗=𝑖−4
Donde:
o 𝐻𝑃𝑅𝑂𝑔𝑖 : Horas de desconexión promedio anual de la unidad o el parque generador,
por concepto de indisponibilidad programada.
o ℎ𝑝𝑟𝑜𝑔𝑗 : Número de horas equivalentes en el año j de indisponibilidad programada.
o 𝐻𝐹𝑂𝑅𝑔𝑖 : Horas de desconexión promedio anual de la unidad o del parque
generador, por concepto de indisponibilidad forzada.
o ℎ𝑓𝑜𝑟𝑔𝑗 : Número de horas equivalentes en el año j de indisponibilidad forzada.
o 𝐹𝐹𝑂𝑅𝑔𝑖 : Frecuencia promedio anual de desconexiones forzadas de la unidad o del
parque generador.
o 𝑓𝑓𝑜𝑟𝑔𝑗 : Frecuencia de desconexiones forzadas de la unidad o del parque generador,
que se produjeron durante el año j.
o 𝑃(𝐷)𝑘 : Es la potencia disponible de la unidad o parque generador durante el evento
de indisponibilidad k.
Art. 5 – 60: Los índices de indisponibilidad programada y forzada determinados en instalaciones
de transmisión para circuitos de líneas de hasta 300 [km] de longitud, transformadores, equipos
serie y compensación no deberán superar los valores límite que se indican a continuación:
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146
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 22 Límites aceptables para índices de indisponibilidad en transmisión. Art. 5-60 NTSyCs [1]
Nivel de Tensión
Mayor o igual que 500 [kV]
HPROt
20
HFORt
5
FFORt
2
Mayor o igual que 220 [kV] y menor que 500 [kV]
20
10
3
Mayor o igual que 110 [kV] y menor que 220 [kV]
20
15
4
Mayor o igual que 44 [kV] y menor que 110[kV]
15
30
5
30
45
1
Transformadores, equipos serie y compensación
Donde:
o HPROt: Horas de desconexión promedio anual por concepto de Indisponibilidad
Programada, con una ventana móvil de cinco años. En caso de líneas, el valor
corresponde por cada 100 [km] de circuito de línea.
o HFORt: Horas de desconexión promedio anual por concepto de Indisponibilidad
Forzada, con una ventana móvil de cinco años. En caso de líneas, el valor
corresponde por cada 100 [km] de circuito de línea.
o FFORt: Frecuencia de desconexiones promedio anual por concepto de
Indisponibilidad Forzada, con una ventana móvil de cinco años. En caso de líneas,
el valor corresponde por cada 100 [km] de circuito de línea.
Para circuitos de líneas de longitud inferior a 100 [km] se considerará como valor límite un valor
fijo de desconexiones como si fuera ésta un circuito de línea de 100 [km].
Para circuitos de líneas de longitud superior a 300 [km] los valores límite se determinarán
considerando para los primeros 300 [km], los valores por cada 100 [km] señalados en la tabla
anterior, y para la longitud en exceso de 300 [km] un 65% de los valores de dicha tabla por cada
100 [km] adicionales.
En relación a la información obtenida de las entrevistas enviadas a ambos operadores del
sistema (CDEC-SING; CDEC-SIC, Anexo B), es posible desprender que:



Las penalizaciones son sólo aplicables en la disponibilidad. Esto afecta posteriormente
en el cálculo de la potencia firme (por lo tanto corresponde a una penalización indirecta
por indisponibilidad, independientemente de que el CDEC deba informar a la SEC los
incumplimientos)
Ambos CDECs deben informar a la CNE respecto a los clientes que sufran más de 12
interrupciones o más de 5 horas de interrupción acumulada de suministro al año que
participen de los esquemas de desprendimiento de carga (con el fin de que estas
indisponibilidades no sean consideradas en el cálculo de sus indicadores).
No existen incentivos asociados a los índices de indisponibilidad, sólo se considera que
los índices son públicos y, de tener un mal desempeño, esto afectaría la imagen del
coordinado. Adicionalmente se considera que se podrían generar sanciones de parte de
la autoridad ante malos desempeños en los indicadores de alguna empresa en
particular.
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147
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Los mecanismos reconocidos de mejoras correctivas al desempeño de los coordinados
corresponden a un aviso anual que debe realizar el CDEC a la SEC asociado a las materias en las
que no se cumplan los estándares de la NTSyCs y, por otro lado, la posibilidad de realizar
auditorías técnicas que estime necesarias.
6.1.3 Índices de continuidad
Con respecto a los índices de continuidad de suministro, la NTSyCs [1] establece que:

Art. 5 – 61: Para todas las interrupciones totales o parciales de suministro a los puntos
de control de clientes cuyo origen corresponda a desconexiones forzadas o
programadas de instalaciones de generación o transmisión, la DP determinará la
frecuencia media de ocurrencia y el tiempo medio de interrupción del suministro. En el
caso de interrupciones parciales, ambos parámetros se calcularán en términos
equivalentes respecto de la demanda previa al inicio de la interrupción.
A estos efectos, la DP deberá informar a los coordinados, a más tardar el día 15 de cada mes,
las desconexiones forzadas de las instalaciones de generación y transmisión ocurridas el mes
anterior que afectaron sus respectivos puntos de control.

Art. 5 – 62: Las interrupciones deberán ser medidas por los Índices de Continuidad FMIK
y TTIK resultantes de la operación real registrada, definidos como:
n
FMIK = ∑
i=1
n
TTIK = ∑
i=1
kWfsi
kWtot i
kWfsi Tfsi
kWtot i
Donde:
o 𝑘𝑊𝑓𝑠𝑖 : Potencia activa interrumpida en el punto de control, en [kW].
Corresponde a la diferencia entre la potencia activa previa al inicio de la
interrupción i y la potencia registrada durante la interrupción i.
o 𝑘𝑊𝑡𝑜𝑡𝑖 : Demanda del cliente en el punto de control, en [kW], previa a la
interrupción i.
o 𝑇𝑓𝑠𝑖 : Tiempo de duración de cada interrupción, medido desde el inicio de la
interrupción i hasta el instante en que el CDC autoriza la normalización de
suministro.
o 𝑛: Número de interrupciones en el período.
Estos índices serán determinados por la DP en forma desglosada de acuerdo a lo siguiente:
a) Según la duración de la interrupción, identificando interrupciones de más de
tres minutos de duración, e interrupciones de duración menor o igual a tres
minutos.
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148
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
b) Según el origen de la falla inicial que ocasionó la interrupción, identificando si
éste corresponde a instalaciones de generación, transmisión troncal,
subtransmisión, transmisión adicional u otro.
c) Identificando cuando la interrupción responde a la actuación de los EDAC y
Sistemas de Protección Multiárea en los que participa el consumo afectado.

Art. 6 – 16 y Art. 6 – 17: Describen la información mínima necesaria que deben entregar
los clientes y coordinados a la DP para la determinación de los índices de
indisponibilidad y continuidad.

Art. 6 – 18: Con los Informes de los clientes indicados en el Art. 6 - 17, la DP determinará
para cada punto de control de clientes, los índices FMIK y TTIK del último mes,
determinados en la forma indicada en el Art. 5 - 62.
La DP consolidará la información mensual entregada por cada cliente y determinará valores
acumulados anuales para cada punto de control de los clientes, según lo establecido en el Art. 6
- 26.
Asimismo, con los Informes indicados en el Art. 6-17, la DP consolidará la información mensual
entregada por cada coordinado que explote instalaciones de generación o de transmisión y
determinará valores acumulados de Indisponibilidad para cada instalación y para cada tipo de
instalación de acuerdo a lo establecido en el Art. 5 - 58.
 Art. 6 – 26: La DP deberá realizar anualmente un Estudio de Continuidad de Suministro.
Los índices de continuidad FMIK y TTIK se determinarán en los puntos de control de
clientes, obtenidos según lo establecido en el Art. 6 - 18, y se efectuará un análisis de su
evolución respecto de años anteriores y de las causas de las variaciones.
Los análisis anteriores deben identificar si las diferencias entre los índices de continuidad por
barra registrados tienen su origen en:
a) Indisponibilidades aceptables definidas en el Art. 5 - 59 o Art. 5 - 60
excesivamente permisivas para las instalaciones.
b) Inversiones insuficientes.
c) Operación insegura.
d) Otras causas.
Sobre la base de este Estudio, la DP deberá proponer a la comisión índices de continuidad
aceptables FMIK y TTIK en los puntos de control de clientes.
Adicionalmente, la DP elaborará un Informe anual en que comparará los valores registrados con
los valores límites establecidos en el Art. 5 - 59 y Art. 5 - 60, entregando una recomendación a
la comisión acerca de su modificación o ratificación, zonificación, u otra medida que estime
conveniente considerar.
 Art. 6 – 27: En el Estudio de Continuidad de Suministro se incluirá la determinación de la
indisponibilidad aceptable TTIK, en aquellas barras del ST en las cuales la comisión
efectúe fijación de precios de nudo de corto plazo, con el desglose de acuerdo al origen
de la indisponibilidad (generación; transmisión troncal; y transmisión adicional y
subtransmisión).
En relación a la información obtenida de las entrevistas enviadas a ambos operadores del
sistema (CDEC-SING; CDEC-SIC, Anexo B), es posible desprender que:
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149
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING

Informe Final
Ambos operadores de sistema realizan mediciones mensuales de los índices de
continuidad para controlar la seguridad de suministro.
6.1.4 Resiliencia del sistema eléctrico
En la NTSyCs [1] se establece:

Artículo 1 – 7 Núm. 20; Contingencia Extrema: Falla de baja probabilidad de ocurrencia
que afecta una o más instalaciones y que no puede ser controlada mediante los recursos
generales de control de contingencias, debiéndose aplicar recursos adicionales de
control de contingencias39 para evitar un apagón total.
Se entiende que la contingencia no puede ser controlada cuando ésta se propaga a las
restantes instalaciones del SI, produciéndose la salida en cascada de otros componentes debido
a sobrecargas inadmisibles, o a pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión.
A los efectos de la presente NT, son fallas de baja probabilidad de ocurrencia:
a) las fallas o desconexiones intempestivas de transformadores de poder o
secciones de barras (severidades 8 y 9);
b) la falla que provoca apertura simultánea de ambos circuitos de una línea de
doble circuito (severidad 6); o
c) la falla de un elemento serie seguida de la operación errónea del sistema de
protecciones en un extremo, debiendo operar las protecciones de respaldo local
o remoto (severidad 7).
 Artículo 1 – 7. Núm. 48; Estado de Emergencia: Estado que se alcanza luego de una o
más contingencias encontrándose el SI previamente en Estado Normal o en Estado de
Alerta y en el cual se presentan alguna de las siguientes condiciones:
a) El SI se encuentra disgregado en Islas o existe Energía No Suministrada.
b) Existen barras del SI cuyas tensiones se encuentran fuera de los rangos de
Estado Normal y Alerta.
c) Se ha perdido la reserva en giro de modo que frente a cambios en la demanda la
frecuencia del sistema excursiona fuera de los rangos de estado normal y alerta,
con riesgo de que el SI o algunas islas pierdan sincronismo.
 Art. 6 – 55: La DO debe realizar el estudio para el Plan de Defensa Contra Contingencias
Extremas (PDCE) para el SI, el cual deberá ser actualizado al menos cada 4 años.
 Art. 6 – 56: El PDCE definido en el estudio comprenderá un esquema automático de
utilización de recursos generales y adicionales de control de contingencias el cual, ante
la detección de una contingencia extrema, produzca el desmembramiento o
desconexión controlada de algunos elementos del SI, tal que, permita mantener la
estabilidad del SI o de las islas eléctricas originadas por la propia contingencia o de islas
eléctricas inducidas, con el objeto de evitar un apagón total.
39
Art. 1 – 7 Núm. 76; Recursos Adicionales de Control de Contingencias: Son recursos adicionales a los Recursos Generales de
Control de Contingencias, que son definidos en el Plan de Contingencias Extremas, y que se requieren para controlar una
Contingencia Extrema sin que ésta se propague a las restantes instalaciones del SI, con el fin de evitar el Apagón Total.
Art 1 – 7 Núm 69; Plan de Defensa contra Contingencias Extrema: Conjunto de acciones automáticas de control correctivo,
debidamente coordinadas, que están destinadas a evitar el Apagón Total del SI ante la ocurrencia de una Contingencia Extrema.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
150
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Las islas eléctricas que se conforman por aplicación del PDCE, deberán estar equilibradas en
potencia activa y reactiva, y disponer de recursos suficientes para mantenerse estables con un
adecuado control de tensión y frecuencia, de acuerdo con las exigencias para el estado de
emergencia, y que puedan alcanzar las condiciones necesarias para la sincronización con el
resto del SI.
 Art. 6 – 60: La DO realizará un Estudio para el Plan de Recuperación de Servicio (PRS), al
menos con periodicidad anual, de acuerdo a los criterios y requisitos establecidos en el
presente título.
El objetivo del PRS es que con posterioridad a un apagón total o apagón parcial, sea posible
establecer los mecanismos que permitan de una manera segura y organizada, restablecer el
suministro eléctrico en todas las islas eléctricas afectadas en el menor tiempo posible, iniciando
las acciones con la partida autónoma de las unidades generadoras disponibles, continuando con
la reconstrucción de la estructura topológica de cada isla hasta su posterior vinculación con el
resto del SI, dando abastecimiento prioritario a las denominadas cargas críticas.
Adicionalmente, el estudio de PRS deberá definir aquellas centrales que deban disponer de
partida autónoma si ello es necesario para disminuir los tiempos de recuperación del servicio.
6.2 Análisis de la situación actual
6.2.1 Estándares de seguridad en planificación y operación del sistema
El sistema eléctrico chileno se planifica (a excepción del sistema de transmisión troncal) y opera
en base a un criterio N – 1 con relajación de carácter probabilística-económica, es decir, no es
un criterio estricto como se entiende en el resto del mundo desarrollado. Para la relajación del
criterio se contempla la participación de esquemas EDAG, ERAG y EDAC activados por
desenganche directo, sub-frecuencia o sub-tensión. El grado de participación de los esquemas
EDAG, ERAG y EDAC se determina en base a una evaluación técnico-económica considerando el
costo unitario de la energía no suministrada de corta duración y la estadística de probabilidad
de falla de la infraestructura.
Es importante destacar que, por otra parte, el sistema de trasmisión troncal si es planificado en
base a un criterio N – 1 estricto, siendo este segmento el único en el cual el operador del
sistema nacional posee potestad para participar en su planificación.
En general se considera que este estándar probabilístico de seguridad provee conceptualmente
un marco adecuado para cuantificar los costos y beneficios de alternativas de operación,
refuerzo y expansión del sistema de transmisión, dado que cuantifica y compara el beneficio
económico de reducir el riesgo de interrupciones de suministro con las distintas alternativas
asociadas de operación (e.g. congestión) e inversión en nueva infraestructura de red. No
obstante, existe una percepción negativa de este estándar desde los clientes y la demanda. En
opinión del Centro de Energía, el problema actual con el estándar está más relacionado con su
implementación (que no contempla un apropiado diseño de mercado) que con sus
fundamentos. Además, existen varias críticas a este esquema que se presentan a continuación:
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
151
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING





Informe Final
No existe estadística de probabilidad de falla y reparación de los componentes que
pueda ser creíble para ser utilizada a futuro cuando existen cambios estructurales en la
infraestructura.
No existen modelos lo suficientemente avanzados para realizar evaluaciones
probabilísticas de seguridad del sistema que cuenten con la confianza del sector.
La aplicación de penalizaciones en caso de apagones es compleja, ya que no hay plena
claridad acerca de cuáles son las responsabilidades del operador del sistema para
mantener la seguridad de suministro frente a una falla (en otras palabras, no está claro
sobre qué eventos el operador efectivamente puede utilizar desprendimientos de
carga).
Los costos de falla considerados al realizar las evaluaciones son ampliamente criticados
por los grandes consumidores, principalmente aquellos cuya actividad involucra altos
costos para retomar la actividad normal post-desconexión, como es el caso de la
minería. En general estos consideran que los valores utilizados para el costo energía no
suministrada son bajos respecto de las pérdidas directas e indirectas asociadas a una
desconexión. Además, no existe la implementación de un mercado donde se remunere
efectivamente el servicio complementario prestado por la demanda.
Se considera que los estándares probabilísticos de seguridad no constituyen realmente
“estándares” de seguridad debido a que responden a una filosofía de operación
económica por sobre una filosofía de operación segura; es decir, priorizan una
operación económica del sistema por sobre una operación con márgenes de seguridad
adecuados, previamente establecidos. En Chile, la relajación del criterio N-1 se lleva a
cabo tanto en términos operacionales como de diseño.
En conclusión, el criterio N – 1 en planificación y operación que cuenta con una relajación
probabilística-económica, no permite al sistema contar con los niveles adecuados de
redundancia para soportar fallas simples sin la necesidad de desprender demanda. Esto no
solamente afecta la infraestructura de transmisión, sino que también los niveles de reserva de
generación con que cuenta el sistema durante su operación.
En este punto, es importante hacer la distinción entre desprendimientos de cargas
involuntarios y voluntarios. Los párrafos anteriores se refieren a aquellos cortes de demanda
que se imponen a los clientes. Si la demanda, por el contrario, desea contribuir
voluntariamente a la seguridad del suministro participando en un esquema de pago apropiado,
esto no se debiese impedir y para facilitar esto habría que diseñar un mercado de servicios
complementarios adecuadamente (con servicios diferenciados para fallas de generación –
control de frecuencia– y fallas de líneas). Se considera que si bien esta tarea debe ser
principalmente desempeñada por el regulador, ésta debe ser realizada en colaboración directa
con el operador del sistema nacional.
En relación a la información obtenida de las entrevistas realizadas a los distintos actores del
sector (Anexo B) se desprende que la no existencia de redundancia en algunas líneas radiales
y/o en transformación constituye una preocupación importante tanto para los clientes del
sistema de transmisión (clientes regulados y clientes libres) como para los coordinados
generadores, lo cual en algunos casos ha implicado inversiones (para aumentar la seguridad)
que no resultan adecuadamente remuneradas (e.g. sub-transmisión).
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
152
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
6.2.2 Índices de indisponibilidad en generación y transmisión
En relación a los estándares de calidad de suministro establecidos para los segmentos de
generación y transmisión se observa que, la evaluación de la calidad de suministro se realiza
mediante la fijación de límites máximos permitidos para los índices de indisponibilidad HPRO
(horas de desconexión promedio anual por concepto de indisponibilidad programada), HFOR
(horas de desconexión promedio anual por concepto de indisponibilidad forzada) y FFOR
(frecuencia de desconexiones promedio anual por concepto de indisponibilidad forzada)
asociados directamente a las horas de desconexión promedio anual de un elemento de
generación y/o transmisión. En generación, los límites establecidos se relacionan con el tipo de
tecnología, mientras que en transmisión los límites establecidos se relacionan con el nivel de
tensión y la longitud de las líneas. Por normativa, la Dirección de Peajes (DP) debe entregar
mensualmente los cálculos asociados a indisponibilidad de acuerdo al anexo técnico "Informe
Calidad de Suministro y Calidad de Producto", indicando los incumplimientos registrados e
informando de ello a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
Sin embargo, de las entrevistas realizadas a los distintos actores del sector eléctrico nacional
(Anexo B) se desprende que la evaluación real de la calidad de suministro proporcionada por los
agentes de generación y transmisión, no es realizada adecuadamente por parte del fiscalizador.
Si bien los índices de indisponibilidad descritos en la regulación (Art. 5 – 58 de la Norma Técnica
de Seguridad y Calidad de Suministro, NTSyCS) son calculados por la DP del CDEC respectivo e
informados mes a mes a cada uno de los coordinados, no existe fiscalización ni penalización por
parte de la SEC sobre el incumplimiento (Art. 5 – 59 y 5 – 60 de la NTSyCS). Esto se debe, según
apreciación de la propia SEC (Anexo B), a los escasos recursos disponibles para esta tarea, lo
que conlleva a concentrar sus esfuerzos de fiscalización en los segmentos que tienen
repercusión directa sobre los usuarios finales (segmento de distribución).
Según estadísticas de la SEC, al año se reciben alrededor de 400 informes de falla, siendo capaz
de fiscalizar sólo los eventos más importantes. De esta manera, de los 400 informes de falla
recibidos sólo son analizados aquellos que corresponden a las fallas con mayor repercusión
para los usuarios finales. Si luego del análisis realizado por la SEC se determina que la
interrupción tuvo su origen en el segmento de generación o en el segmento de transmisión, se
fiscaliza al causante de la interrupción y se le cursan multas económicas; además, se debe
devolver a la distribuidora afectada el monto cancelado en compensaciones a los usuarios
finales, siendo esta la única fiscalización o penalización que reciben en la actualidad los agentes
de generación y/o transmisión por interrupciones de suministro provocada en sus propias
redes.
Otra crítica importante que se desprende de las entrevistas con los coordinados en el SING
(Anexo B), es que los límites de indisponibilidad no consideran la redundancia de la
infraestructura. Por ejemplo, un límite de disponibilidad podría ser muy exigente si se aplica
sobre una infraestructura que cuenta con 1, 2 o hasta 3 grados de redundancia (e.g. sistema de
transmisión adicional minero); no obstante el mismo límite podría resultar poco exigente si se
aplica sobre una infraestructura que no cuenta con los niveles de redundancia adecuados.
Es evidente que la exigencia de índices de disponibilidad es necesaria; no obstante no existe
una regla clara para traspasar los sobre-costos del sistema (e.g. congestión) o una proporción
de éste, originado por una indisponibilidad ineficientemente gestionada y prolongada de una
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
153
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
instalación. Es importante considerar que si bien la gestión de la indisponibilidad depende en
gran parte del dueño de la instalación, la seguridad del sistema no se puede delegar y debiera
continuar bajo la gestión del CDEC. En este marco, es importante que el CDEC coordine
adecuadamente las indisponibilidades y tenga medidas para mitigar el eventual decrecimiento
de los niveles de seguridad de suministro.
6.2.3 Índices de continuidad
En relación a los índices de continuidad en la generación y transmisión, se utilizan los índices
TTIK (duración de interrupciones) y FMIK (frecuencia de interrupciones) en la evaluación de la
continuidad de suministro y, aunque se establecen límites definidos como aceptables, la
utilidad de estos índices es meramente referencial. Su uso es principalmente para que el
operador pueda entregar recomendaciones directamente a la Comisión Nacional de Energía
(CNE); sin embargo, por regulación no se establecen penalizaciones ni incentivos asociados al
desempeño de cada agente en relación a los índices de continuidad de suministro.
Con respecto a la distribución, los índices de continuidad de suministro establecidos en la
regulación (Art. 5 – 61 y 5 – 62 de la NTSyCS [1]) son utilizados de dos maneras:
o Se fijan objetivos de continuidad de suministro en base a estos índices para las
empresas distribuidoras según la tarifa reconocida para cada distribuidor.
o De manera referencial para la evaluación de la seguridad y continuidad de
suministro.
A diferencia de la generación/transmisión, si existe una fiscalización importante por sobre los
niveles de continuidad reportados por las empresas de distribución, lo cual se puede utilizar
para extraer lecciones. En entrevistas con coordinados, reportaron que las exigencias sobre los
niveles de seguridad sobre la distribución, puede generar inversiones en la transmisión (en
particular la sub-transmisión) ya que estas inversiones tendrían efectos positivos sobre los
índices de continuidad de la distribuidora. Esto, según algunos coordinados, causaba problemas
de reconocimiento de costos en el proceso tarifario de la sub-transmisión. Esta interacción
entre las exigencias a las empresas distribuidoras y la mejora en sus índices de continuidad que
se puede producir mediante una mejor planificación de la red de transmisión (aguas arriba de
dichas instalaciones de distribución), es un aspecto importante que debiera considerar a futuro
el rol planificador del operador del sistema nacional junto con la autoridad, ya que se podrían
originar una inconsistencia entre (i) lo que se espera (y se exige) en términos de continuidad y
seguridad a nivel del cliente final y (ii) los niveles que efectivamente se pueden sustentar con
las prácticas de operación y diseño a nivel del sistema principal CDEC/generación/transmisión.
En opinión de algunos entrevistados, esta inconsistencia existe hoy en día y causa pérdidas
importantes en las empresas distribuidoras.
También se puede desprender de las entrevistas con los distintos actores del sector eléctrico
nacional (Anexo B) que, en opinión de la autoridad y los coordinados, es necesario migrar hacia
la utilización de indicadores de continuidad de suministro que sean capaces de representar de
una mejor manera los niveles de seguridad, calidad y continuidad de suministro que
experimentan los usuarios finales del sistema. Para esto se propone utilizar los índices SAIFI y
SAIDI los cuales se pueden comparar con la experiencia internacional.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
154
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
6.2.4 Resiliencia del sistema eléctrico
Aunque es posible reconocer la existencia de un Plan de Defensa Ante Contingencias Extremas,
se reporta en varias fuentes las siguientes falencias del sistema actual (incluyendo [3]):






Incapacidad de enfrentar contingencias mayores a una contingencia simple (incluso en
algunos casos contingencias simples llevan al desprendimiento de carga).
Sistema troncal vulnerable, la red no es robusta frente a catástrofes naturales.
Inexistencia de fiscalización sobre planes de seguridad y planes de contingencia.
No existe institucionalidad de la reacción frente catástrofes naturales.
Falta de una visión país para considerar catástrofes en seguridad de suministro,
distinguiendo la urgencia para suplir carga critica.
Falta un análisis macroscópico de la respuesta de la industria eléctrica frente a
catástrofes naturales.
Además, se ha incluido en el documento Energía 2050 Política Energética de Chile [3], las
siguientes propuestas para responder al problema de la resiliencia:








Hacer un diagnóstico de las normas atingentes a seguridad del sistema eléctrico, en
vista de un análisis post-terremoto. En función de los resultados de dicho análisis, se
debe generar una norma que cumpla con las expectativas de la sociedad.
A modo de ejemplo: En estados Unidos, cuando existe un black out del sistema
eléctrico, en una etapa posterior a la recuperación de servicio se desarrollan
documentos de carácter público con las lecciones aprendidas.
Destinar fondos a la investigación de la reacción del sistema eléctrico frente a
catástrofes naturales (resiliencia).
Incorporar criterios de resiliencia y seguridad de la red en las etapas de diseño,
planificación y operación para conseguir un sistema robusto. Considerar, para ello, la
ocurrencia de catástrofes que involucren múltiples fallas.
Inclusión de nuevas tecnologías, y mejoramiento de la comunicación entre las agencias
encargadas de la respuesta frente a catástrofes.
Integración con otros países con el fin de aumentar robustez ante contingencias.
Se debe agilizar la implementación de nuevas tecnologías que permitan robustecer el
sistema a través de la actualización de normativas aplicables. Los criterios actuales no
generan el marco adecuado para aprovechar las capacidades de nuevas tecnologías,
muchas de ellas con impacto positivo en la seguridad del sistema.
Institucionalización de la reacción para agilizar respuesta frente a catástrofes.
Designación clara de responsabilidades y jerarquías, con autoridad incuestionable, por
tema (vialidad, energía, salud, rescate, entre otros) y zona. En el caso del sistema
eléctrico, esto se traduciría en una persona u oficina que coordine la acción de empresas
eléctricas de manera transversal en caso de catástrofes.
Recoger la experiencia de países de la OCDE en cuanto a reacción (protocolos) frente a
catástrofes. Esto último no sólo en relación a la respuesta frente a contingencias, sino
también con respecto a la adopción de nuevas tecnologías para mejorar la seguridad.
Respecto a los esfuerzos que se pueden realizar y que se encuentran reportados a nivel de la
literatura internacional, es importante reconocer que no existe un estándar de resiliencia a
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
155
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
nivel internacional y los primeros esfuerzos se están realizando en países como el Reino Unido,
donde su nuevo estándar de redes de distribución (en elaboración) está estudiando la
posibilidad de reconocer la ocurrencia de eventos como inundaciones y tormentas, y así contar
con un set de acciones preventivas y correctivas para minimizar el impacto40.
Algunas críticas comentadas por los coordinados (Anexo B) es que se debiera migrar desde un
sistema basado en una autoridad que penaliza a distintos agentes ante la ocurrencia de fallas
catastróficas, hacia uno donde la autoridad tenga un rol más coordinador, donde exista un
verdadero proceso participativo de análisis y de aprendizaje para minimizar la posibilidad de
que ocurran eventos similares a futuro.
6.2.5 Niveles de seguridad de suministro
Los niveles de seguridad de suministro del sistema eléctrico chileno pueden ser analizados en
base a los índices TTIK y FMIK calculados para los puntos de control de clientes, con el fin de
poder realizar una comparación directa con los niveles de seguridad internacionales expuestos
en el Capítulo 2 se realiza una homologación de los índices nacionales a los índices
internacionales, en particular del índice SAIDI4142.
En primer lugar, la Figura 47 se exponen las estadísticas de SAIDI total para el sistema eléctrico
chileno, separado por región. Las estadísticas expuestas incluyen las interrupciones ocurridas
aguas arriba de la distribución, en las mismas redes de distribución y los eventos con origen de
fuerza mayor.
40
G. Strbac, P. Djapic, R. Moreno, I. Konstantelos, D. Papadaskalopoulos, J. Calvo, D. Pudjianto, S. Tindemans, S.
Kairudeen, Y. Yang, H. Karimi, J. Ortega, M. Aunedi, “Review of Distribution Network Security Standards”, Report
for Energy Network Association, UK, 2016.
41
Homologación realizada por la SEC, en base a datos de FMIK y TTIK disponibles.
42
En particular solo se presentan los cálculos del SAIDI debido a que en estricto rigor el SAIFI y el FMIK son
análogos en cada punto de control. En Chile se mide el FMIK que es la frecuencia media de interrupción en cada
punto de control, que representa el n° de interrupciones en ese punto. El SAIFI de cada cliente conectado al punto
es = al FMIK del punto. Por ejemplo, si el FMIK de un punto es 3,45 implica si hay 3,45 interrupciones en el punto,
por lo tanto, todos los clientes del punto tienen 3,45 interrupciones c/u, es decir SAIFI = 3,45
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
156
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 47: Estadística de SAIDI por región, período 2010 – 2015. Fuente [4].
Para la realización de una estadística promedio de SAIDI para el país, es necesario multiplicar el
valor de SAIDI obtenido para cada una de las regiones por un ponderador que dé cuenta de la
participación de la demanda de la región en la demanda total del sistema; así la suma total de
los SAIDI ponderados por cada región resultará en el SAIDI para el país. Los ponderadores de
asociados a la proporción de demanda por región son obtenidos en base a las estadísticas
expuestas por el INE para 2011 y son presentados en la Tabla 23.
Tabla 23 Ponderador de proporción de demanda por región.
Región
Consumo [GWh]
Ponderador
I
1.291
0,02025956
II
13.574
0,21301571
III
4.804
0,07538879
IV
689
0,01081242
V
14.453
0,22680979
VI
1.943
0,03049135
VII
7.114
0,11163944
VIII
13.149
0,20634622
IX
612
0,00960407
X
1.101
0,01727791
XI
198
0,00310720
XII
380
0,00596331
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
157
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
RM
3.605
0,05657298
XIV
749
0,01175400
XV
61
0,00095727
Informe Final
En base a los ponderadores expuestos en la Tabla 23 se obtiene el SAIDI promedio para el país,
el cual es expuesto en la Figura 48.
Figura 48: Estadística de SAIDI promedio, período 2010 – 2015- Fuente [4].
En la Figura 49 se presentan las estadísticas de SAIDI, por región, sin consideración de las
interrupciones de suministro cuyo origen es considerado de fuerza mayor (es decir, incluye las
interrupciones de suministro originadas en los segmentos de distribución, transmisión y
generación). Por otra parte, en la Figura 50 se expone la estadística de SAIDI promedio (en base
a los ponderadores de la Tabla 23) de interrupciones de suministro sin consideración de
eventos de fuerza mayor, durante el período 2010 – 2015. Como es posible observar, los niveles
de SAIDI promedio en la actualidad alcanzan aproximadamente 22 [horas/cliente], es
importante destacar según las metas establecidas por las políticas energéticas de largo plazo
para el sistema eléctrico nacional [3] se espera, para 2050, contar con un SAIDI sin
consideración de fuerza mayor inferior a 1 [hora/cliente] en todas las regiones del país.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
158
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 49: Estadística de SAIDI sin eventos de fuerza mayor, por región, período 2010 - 2015. Fuente [4].
Figura 50: Estadística de SAIDI promedio sin eventos de fuerza mayor, período 2010 - 2015. Fuente [4].
En la Figura 51 se presentan las estadísticas de SAIDI, por región, considerando única y
exclusivamente las interrupciones de suministro cuyo origen es considerado de fuerza mayor.
Por otra parte, en la Figura 52 se expone la estadística de SAIDI promedio (en base a los
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159
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
ponderadores de la Tabla 23) en consideración de las interrupciones de suministro de origen en
eventos de fuerza mayor, durante el período 2010 – 2015.
Figura 51: Estadística de SAIDI Fuerza Mayor por región, período 2010 – 2015. Fuente [4].
Figura 52: Estadística de SAIDI Fuerza Mayor promedio, período 2010 – 2015. Fuente [4].
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160
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
En la Figura 53 se exponen las estadísticas de SAIDI externo (es decir, las interrupciones de
suministro consideradas son aquellas que tienen su origen en los segmentos de transmisión o
generación), por región, para el período 2010 – 2015. Mientras que en la Figura 54 se presenta
la estadística de SAIDI externo promedio para el país, en base a los ponderadores expuestos en
la Tabla 23.
Figura 53: Estadística de SAIDI Externo por región, período 2010 – 2015. Fuente [4].
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161
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 54: Estadística de SAIDI Externo promedio, período 2010 – 2015. Fuente [4].
En la Figura 55 se expone la estadística de SAIDI total desagregada por origen de la interrupción
de suministro: Fuerza mayor, Externo (segmento de generación y transmisión) e Interno
(segmento de distribución).
Figura 55: Estadística de SAIDI total desagregado por origen de la interrupción de suministro (Fuerza Mayor=
FM; Distribución=Interno; Generación-Transmisión=Externo), 2010 – 2015. [4].
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
162
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
En la Figura 55 es posible observar que, al igual que lo reportado en la literatura internacional,
las interrupciones de suministro más frecuentes son las que tienen origen catalogado como de
fuerza mayor. Sin embargo, al descontar los eventos de fuerza mayor se tiene que la mayoría
de las interrupciones de suministro tienen su origen en el segmento de distribución, lo cual es
consistente con la experiencia internacional reportada (Capítulo 2).
Por otro lado, es necesario destacar que las estadísticas entregadas por la SEC catalogadas
como de fuerza mayor pueden contener interrupciones de suministro adjudicables al operador
del sistema. A modo de ejemplo: es posible observar en la Figura 55 que, durante 2010, gran
parte del SAIDI está compuesto por interrupciones con origen catalogado como de fuerza
mayor; sin embargo, parte de esta estadística considera la interrupción de suministro del 14 de
marzo de 2010 que se originó en la subestación Charrúa ubicada en la VIII región y por la cual se
multó a 117 empresas integrantes del CDEC por el incumplimiento de la obligación de
coordinarse con el fin de preservar la seguridad del servicio. Se tomó esta determinación,
basándose en la Ley General de Servicios Eléctricos, que establece que “los responsables por los
incumplimientos de las obligaciones de coordinación establecidas en la referida Ley, así como
en los reglamentos respectivos, son los integrantes de cada uno de los CDEC”. En otras
palabras, la responsabilidad de la interrupción de suministro recae por sobre el operador del
sistema mientras que la estadística considera la interrupción como de fuerza mayor.
Luego de presentar los niveles de seguridad de suministro existentes en la actualidad en el
sistema eléctrico nacional, es posible realizar comparaciones en base a los niveles de seguridad
reportados en la literatura internacional (Capítulo 2).
En la Figura 56 se presenta una comparación del SAIDI total (es decir, incluyendo eventos de
fuerza mayor, externos e internos) de los niveles de seguridad encontrados en el sistema
eléctrico nacional en relación a los niveles de seguridad reportados en la literatura
internacional (Capítulo 2). Es posible observar que los niveles de SAIDI total experimentados
por el sistema eléctrico nacional son bastante elevados en relación al resto de los sistemas
expuestos en la comparación (Figura 56). A modo de ejemplo, el SAIDI total más bajo
experimentado por el sistema eléctrico nacional es de aproximadamente 15 [horas/cliente]
(durante 2013). Mientras que el SAIDI más alto experimentado por el resto de los sistemas
corresponde al SAIDI experimentado por el sistema de California durante 2010 que alcanza las
6,9 [horas/cliente] aproximadamente.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
163
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 56: Comparación internacional SAIDI promedio total, 2010 - 2015.
En la Figura 57 se presenta una comparación del SAIDI sin inclusión de eventos de fuerza
mayor(es decir, incluyendo interrupciones de suministro de origen externo e interno) de los
niveles de seguridad encontrados en el sistema eléctrico nacional en relación a los niveles de
seguridad reportados en la literatura internacional (Capítulo 2). Es posible observar que en este
caso los niveles de SAIDI sin fuerza mayor experimentados por el sistema eléctrico nacional son
bastante elevados en relación al resto de los sistemas expuestos en la comparación (Figura 58)
al igual que en el caso que si considera los eventos de fuerza mayor. A modo de ejemplo el
SAIDI total más bajo experimentado por el sistema eléctrico nacional es de aproximadamente 9
[horas/cliente] (durante 2013); mientras que el SAIDI más alto experimentado por el resto de
los sistemas corresponde al SAIDI experimentado por el sistema de California durante 2010 que
alcanza las 3 [horas/cliente] aproximadamente.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
164
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 57: Comparación internacional SAIDI promedio sin eventos de fuerza mayor, 2010 - 2015.
En la Figura 58 se presenta una comparación del SAIDI de fuerza mayor (es decir, solo incluye
los eventos cuyo origen cataloga como fuerza mayor) de los niveles de seguridad encontrados
en el sistema eléctrico nacional en relación a los niveles de seguridad reportados en la literatura
internacional (Capítulo 2). Es posible notar que, incluso al excluir el año 2010 (eventos
derivados del terremoto 27/2/2010 y post-terremoto) de la comparación, Chile tiene elevados
niveles de SAIDI de fuerza mayor en relación al resto de los sistemas considerados. A modo de
ejemplo el SAIDI más bajo alcanzado por el sistema eléctrico nacional es de aproximadamente 6
[horas/cliente] mientras que el SAIDI más alto alcanzado por el resto de los sistemas bajo
análisis corresponde al SAIDI del sistema de California durante 2010 el cual alcanza las 3,84
[horas/cliente] aproximadamente.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
165
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 58: Comparación internacional SAIDI promedio eventos de fuerza mayor, 2010 - 2015.
En la Figura 59 se expone una comparación del SAIDI externo (es decir, solo incluye los eventos
cuyo origen radica en los segmentos de transmisión y generación) de los niveles de seguridad
encontrados en el sistema eléctrico nacional en relación a los niveles de seguridad reportados
en la literatura internacional (Capítulo 2). Es posible notar que, Chile tiene elevados niveles de
SAIDI externo en relación al resto de los sistemas considerados. A modo de ejemplo el SAIDI
más bajo alcanzado por el sistema eléctrico nacional es de aproximadamente 2,5
[horas/cliente] mientras que el SAIDI más alto alcanzado por el resto de los sistemas bajo
análisis corresponde al SAIDI presentado por el sistema eléctrico de la República Checa el cual
alcanza las 2 [horas/cliente] aproximadamente.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
166
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 59: Comparación internacional SAIDI promedio externo, 2010 - 2015.
Finalmente, se desprende, de todas las comparaciones realizadas, que los niveles de SAIDI
experimentados por el sistema eléctrico nacional distan de manera significativa de los niveles
encontrados en la experiencia internacional expuesta en el Capítulo 2. En todas las categorías
de SAIDI analizadas (total, de fuerza mayor, sin fuerza mayor y externo) los niveles de SAIDI
alcanzados por el sistema eléctrico nacional se encuentra por sobre los niveles experimentados
por los sistemas internacionales bajo análisis.
6.3 Metas y lineamientos
En base al análisis desarrollado en relación a los niveles de seguridad de suministro y los
estándares de seguridad en Chile, y su comparación con la situación a nivel internacional, se
establecen las siguientes metas para el mejoramiento continuo de los procesos vinculados a
operación segura del sistema nacional:
1. Avanzar hacia un marco regulatorio de mejora continua de las prácticas de los CDECs.
El marco regulatorio actual del sistema eléctrico nacional, no contempla la posibilidad de fijar
incentivos (o penalizaciones) sobre los CDECs en base a su desempeño. Esto se debe
principalmente a que los CDECs son organismos sin fines de lucro, compuestos por todos los
coordinados participantes del sector. Así, en la actualidad cuando se considera que una
interrupción de suministro tuvo su origen en un problema operativo de responsabilidad del
CDEC, existen penalizaciones aplicables al CDEC las cuales son traspasadas a todos los
coordinados integrantes de los CDECs. En la práctica, esto no corresponde a una penalización
que recae sobre el operador del sistema en particular.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
167
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Se considera de vital importancia contar con un operador de sistema cuyo desempeño pueda
ser evaluado y monitoreado en pro de un beneficio global del sector. A modo de ejemplo, es
posible observar el método de indicadores de desempeño de los operadores de sistema
adoptado por la Federal Energy Regulatory Agency (FERC) [6], el cual realiza mediciones
asociadas al desempeño de los operadores de sistema en tres áreas: Beneficios del mercado,
Efectividad organizacional y Confiabilidad. Por otra parte, es posible considerar también los
esquemas de incentivos para operadores de sistemas sin fines de lucro propuestos en [7],
donde se estipula que un operador de sistema independiente sin fines de lucro puede tener
acceso a mecanismos de incentivos basados en distintos indicadores objetivos y que estos
incentivos pueden ser entregados en forma de bonos a los ejecutivos/profesionales en base al
cumplimiento de objetivos de desempeño. En principio, estos premios también podrían ser
penalizaciones.
Por otra parte, se considera necesario que exista una capacidad de fiscalización sobre los
procedimientos adoptados por los CDEC que recaiga en la CNE. Para esto, se debe diseñar un
mecanismo de escrutinio que considere y reconozca que muchas actividades del CDEC son
altamente técnicas y de difícil fiscalización (e.g. aumento de la capacidad de transferencia del
sistema de transmisión por mejor identificación de los límites de estabilidad de ángulo de rotor
versus instalar una nueva línea para bajar la impedancia del sistema y aumentar la capacidad de
transferencias).
Finalmente, es de interés el comprometer de manera activa la participación de la autoridad (u
otra institución) en la toma de decisiones, de manera que no recaiga en el CDEC únicamente la
responsabilidad de las decisiones más estratégicas. Por ejemplo, en el proceso de planificación
de la red de transmisión, el CDEC puede levantar un análisis completo del set de posibles
soluciones, con un cuadro comparativo de ventajas y desventajas que luego se comparte y
estudia con la autoridad –quien puede “desafiar” el análisis realizado por el operador, para
tomar una decisión final. Estos son elementos que el equipo de la Universidad de Chile no ha
visto en la discusión actual.
En resumen, las propuestas para mejorar las prácticas de los CDEC son las siguientes:
a. Implementación de un mecanismo de incentivos/penalizaciones sobre el operador de
sistema en base a indicadores de desempeño y los cambios regulatorios necesarios para
la incorporación de este mecanismo
b. Protocolización de las actividades con el fin de minimizar ambigüedades en las toma de
decisiones.
c. La implementación de un mecanismo, esquema y/o institucionalidad capaz de hacer
escrutinio sobre los procedimientos y decisiones adoptadas por los CDEC.
d. Integración en la toma de decisiones más estratégicas de varias instituciones, donde la
responsabilidad no quede 100% delegada en el CDEC.
En la Tabla 24 es posible encontrar las metas definidas asociadas a la implementación de
esquemas de incentivos sobre el operador de sistema, junto a un plan de acción sugerido (Tabla
25). Además, se ha incluido una columna con los actores involucrados, ya que varias metas y
acciones no son de responsabilidad del CDEC per se.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
168
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 24 Metas implementación de mejoras en las prácticas de los CDEC.
Metas
2020





Existe una protocolización más exhaustiva de las actividades del CDEC con el fin de
minimizar ambigüedades en la toma de decisiones.
Existe una integración Ministerio de Energía – CDEC – CNE para la toma de decisiones
estratégicas en operación y planificación de la red. Esto es especialmente importante
dentro del marco de planificación proactiva de corredores de transmisión con
holguras.
La autoridad cuenta con la capacidad de hacer escrutinio (y lo hace periódicamente)
sobre las decisiones del operador del sistema.
Existe un esquema de incentivos para el operador. Esto repercute en un operador de
sistema capaz de cumplir objetivos de desempeño previamente establecidos en pro
del beneficio global del sistema, con la posibilidad de recibir gratificaciones en
proporción a los beneficios entregados.
Existen actividades de monitoreo y análisis post – mortem, independientemente de
los esfuerzos del operador del sistema y la autoridad (i.e. empresa consultora). Los
reportes de monitoreo son de acceso público.
Tabla 25 Plan de acción implementación de mejoras en las prácticas de los CDEC.
Plan de Acción
Acción
Horizonte
Estudio de alternativas de protocolización de las 2016 - 2017
actividades para minimizar ambigüedades en la
toma de decisiones.
Actores
CDECs
CNE
SEC
Academia
Estudio de varios mecanismos de integración 2016 – 2017
estratégica en la toma de decisiones (incluye
operación e inversión).
CDECs
CNE
SEC
Ministerio de Energía
Academia
Estudio de la posibilidad de realizar actividades de 2016 - 2017
monitoreo
y
análisis
post
–
mortem,
independientemente de los esfuerzos del operador
del sistema y la autoridad (i.e. empresa consultora).
CDECs
CNE
SEC
Ministerio de Energía
Industria
Academia
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
169
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Estudio de posibles mecanismos de incentivos a 2016 – 2017
implementar sobre el operador del sistema.
Exploración y análisis de las distintas alternativas.
Informe Final
CDECs
CNE
SEC
Industria
Academia
Estudio asociado a la capacidad de la autoridad 2016 – 2017
sobre hacer escrutinio de las decisiones de los
CDECs. Exploración de esquemas, mecanismos y/o
institucionalidades a implementar.
CNE
SEC
CDECs
Industria
Academia
Implementación de integración estratégica en la 2017
toma de decisiones y protocolización de las
actividades.
CDECs
CNE
SEC
Ministerio de Energía
Academia
Implementación de regulación necesaria para que 2017
empresa consultora realice actividades de
monitoreo y análisis post – mortem.
CNE
Implementación de esquemas, mecanismos y/o 2017 - 2018
institucionalidades asociadas a la capacidad de la
autoridad de hacer escrutinio sobre las decisiones
del operador del sistema.
CNE
Implementación de los cambios regulatorios 2017 – 2018
necesarios para la implementación de mecanismos
de incentivos sobre el operador del sistema.
CNE
Empresa consultora externa realiza actividades de 2018
análisis y monitoreo post-mortem. Los reportes de
monitoreo son de acceso público.
Academia
Implementación de mecanismo de incentivos sobre 2018 – 2019
el operador del sistema.
CNE
Ministerio de Energía
Academia
SEC
CDECs
Academia
CDECs
Academia
Industria
CDECs
Academia
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
170
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
2. Tener estándares probabilísticos avanzados de seguridad de suministro con un mínimo
estricto de al menos N – 1 en operación y diseño (sin posibilidad de cortar demanda de
forma involuntaria para eventos simples).
Si bien en la actualidad el sistema eléctrico chileno se opera y planifica según un estándar
seguridad N – 1, la relajación de carácter probabilística-económica realizada sobre éste impide
que el sistema sea planificado y/o operado con los niveles mínimos de redundancia para hacer
frente a una contingencia simple sin realizar desprendimientos de carga. Dado esto, con el
objetivo de aumentar los niveles de seguridad y calidad de suministro del sistema, se considera
de vital importancia realizar cambios en los estándares de operación y planificación vigentes
para el sistema eléctrico nacional y migrar de la lógica económica pura a una combinada
económica- segura.
A lo largo del presente estudio (Capítulo 2 y Capítulo 6) se presentan ventajas y desventajas de
la aplicación de criterios determinísticos y probabilísticos de seguridad en sistemas eléctricos.
Sin embargo, dado el contexto nacional y la experiencia internacional se considera conveniente
la exploración de la aplicación de estándares probabilísticos avanzados de seguridad de
suministro con un mínimo de al menos N – 1 en el sistema. Es decir, el punto base de operación
del sistema debe estar preparado en todo momento para hacer frente a una contingencia
simple sin realizar desprendimientos involuntarios (criterio N – 1). Dada esta restricción, la
operación y diseño deben ser lo más económico posible.
Se considera además que las desconexiones de consumo se pueden contemplar como parte de
la solución tanto de operación como de diseño, si es que su corte es voluntario y
adecuadamente remunerado mediante la existencia de un servicio complementario especial
(nótese que este no es un servicio de regulación de frecuencia y por lo tanto no se puede
remunerar mediante los esquemas de desconexión de carga actuales).
En resumen, con el objetivo de mejorar los niveles de calidad y continuidad de suministro
experimentados por el cliente promedio en el sistema eléctrico nacional se propone:
a. Estudio e implementación de un estándar probabilístico avanzado de seguridad de
suministro en el sistema eléctrico chileno junto con el estudio e implementación de los
cambios regulatorios necesarios para la incorporación del estándar probabilístico
avanzado de seguridad en el sistema, con un mínimo de seguridad N-1 en operación y
diseño.
b. Evaluación, diseño e implementación de mecanismos de incentivos para la adopción de
tecnologías avanzadas –como redes inteligentes– que contribuyan a la flexibilidad del
sistema junto con el estudio e implementación, tanto técnica como regulatoria, de
servicios complementarios asociados a la gestión de demanda.
En la Tabla 26 es posible observar las metas establecidas asociadas a la implementación de un
estándar probabilístico avanzado de seguridad, mientras que en la Tabla 27 es posible
encontrar el plan de acción sugerido para el cumplimiento de las metas expuestas en la Tabla
26.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
171
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 26 Metas implementación de estándar avanzado de seguridad
Metas
2020


Existe un estándar probabilístico avanzado de seguridad de suministro con un
mínimo estricto de al menos N – 1 en operación y diseño (sin consideración de cortes
de demanda involuntarios).
Existen servicios complementarios de gestión de la demanda adecuados para el
estándar avanzado establecido. La gestión de la demanda debiera diferenciar
servicios asociados al control de frecuencia y a la entrega de servicios de seguridad
de redes.
Tabla 27 Plan de acción implementación de estándar avanzado de seguridad
Plan de Acción
Acción
Estudio asociado a la implementación estándares
probabilísticos avanzados de seguridad de
suministro con un mínimo estricto de al menos N –
1 en operación y diseño (sin consideración de
cortes de demanda involuntarios) en el sistema
eléctrico nacional.
Horizonte
Actores
2016 – 2017
CDECs
Estudio asociado a la implementación de servicios 2017 - 2018
complementarios de gestión de demanda
adecuados para el estándar avanzado de seguridad
definido.
CNE
Ministerio de Energía
SEC
Industria
Academia
CDECs
CNE
Ministerio de Energía
SEC
Industria
Academia
Implementación de los cambios regulatorios 2017 - 2018
necesarios para la incorporación del estándar
avanzado definido.
CNE
Evaluación, diseño e implementación de 2017 – 2018
mecanismos de incentivos para la adopción de
tecnología inteligente que contribuya a la
flexibilidad del sistema.
CDECs
Implementación
seguridad.
CDECs
de
estándar
avanzado
de 2018
Ministerio de Energía
Academia
CNE
Industria
Academia
CNE
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
172
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Ministerio de Energía,
SEC
Industria
Academia
Implementación de los cambios regulatorios 2018 – 2019
necesarios para la incorporación de servicios
complementarios de gestión de demanda
adecuados para el estándar avanzado de seguridad
establecido.
CNE
Implementación de servicios complementarios de 2019
gestión de demanda adecuados para el estándar
avanzado de seguridad establecido.
CDECs
Ministerio de Energía
Academia
CNE
Ministerio de Energía,
SEC
Industria
Academia
Monitoreo sobre la implementación y desempeño 2020 – en
del estándar establecido y los servicios adelante
complementarios definidos. Solución de problemas
para mejora continua a 2025.
CDECs
CNE
Ministerio de Energía,
SEC
Industria
Academia
3. Tener un estándar de resiliencia que se haga cargo de proporcionar confiabilidad al
sistema en eventos extremos.
De lo expuesto a lo largo del presente estudio es posible desprender que no existen estándares
de resiliencia bien definidos que se hagan cargo de la confiabilidad del sistema eléctrico
nacional ante eventos de contingencias extremas. Es más, como se expone en la sección
anterior, en muchas ocasiones el sistema eléctrico nacional es planificado y operado sin los
niveles mínimos de redundancia para hacer frente a una contingencia simple sin la utilización
de esquemas de desprendimiento involuntarios.
Con el objetivo de mejorar los niveles de calidad y continuidad de suministro experimentados
por el cliente promedio en el sistema eléctrico nacional se propone:
a. Realizar un diagnóstico del comportamiento del sistema en una situación post
contingencia extrema, una investigación de la reacción del sistema frente a catástrofes
naturales de ocurrencia común en el país y la elaboración de un catastro de
infraestructura crítica y zonas de riesgo.
b. Elaboración de planes nacionales, regionales y comunales de gestión del riesgo, una
protocolización definida de las actividades y responsabilidades de cada actor en una
situación de emergencia y la creación de una institucionalidad para la gestión de riesgos.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
173
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
c. Estudio e implementación de mecanismos de incentivos para la mejora de
infraestructura crítica y la implementación de un estándar de resiliencia diseñado para
el sistema eléctrico nacional.
En la Tabla 28 en posible encontrar las metas establecidas para la implementación de un
estándar de resiliencia en el sistema eléctrico chileno. Por otra parte, en la Tabla 29 posible
encontrar el plan de acción definido para el cumplimiento de las metas expuestas en la Tabla
28.
Tabla 28 Metas implementación de estándar de resiliencia
Metas
2020



Se cuenta con un diagnóstico de la respuesta del sistema considerando varios índices
de riesgo ante contingencias extremas (producidas por mal tiempo, inundaciones,
terremotos, tsunamis, etc).
Se cuenta con un catastro de infraestructura crítica y expuesta a eventos extremos.
Se tiene una protocolización establecida de actividades y responsabilidades por actor
en una situación de emergencia para mitigar el efecto de la contingencia y recuperar
el sistema.
2025




Se cuenta con una institucionalidad para la gestión del riesgo y emergencias
eléctricas.
Se tienen planes nacionales, regionales y comunales de gestión de riesgos y
emergencias eléctricas.
Se cuenta con un estándar de resiliencia en el sistema eléctrico nacional.
Se cuenta con mecanismos de incentivos para la mejora de infraestructura crítica.
2030


Se cuentan con inversiones asociadas a hacer el sistema más resiliente a la
ocurrencia de catástrofes.
El sistema eléctrico nacional es robusto y resiliente frente a situaciones de
emergencia y catástrofes naturales.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
174
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 29 Plan de acción implementación de estándar de resiliencia
Plan de Acción
Acción
Horizonte
Diagnóstico del comportamiento del sistema 2016 - 2017
eléctrico en una situación post contingencia
extrema.
Actores
CDECs
CNE
Ministerio de Energía,
SEC
Industria
Academia
Investigación de la reacción del sistema eléctrico 2017 - 2018
nacional frente a catástrofes naturales de
ocurrencia común en el país.
CDECs
CNE
Ministerio de Energía,
SEC
Industria
Academia
Elaboración de catastro de infraestructura eléctrica 2017 – 2019
crítica y zonas de catástrofes naturales.
CDECs
CNE
Ministerio de Energía,
SEC
Industria
Academia
Protocolización
de
las
actividades
y 2018 - 2019
responsabilidades de cada actor en una situación
de emergencia.
CDECs
CNE
Ministerio de Energía,
SEC
Academia
Elaboración planes nacionales, regionales y 2018 – 2025
comunales de gestión de riesgos y emergencias
eléctricas.
CNE
Ministerio de Energía
SEC
Academia
Estudio asociado a
institucionalidad para
emergencias eléctricas.
la creación de una 2019 - 2021
gestión de riesgos y
CDECs
CNE
Ministerio de Energía,
SEC
Industria
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
175
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Academia
Estudio e implementación de los cambios 2020-2022
regulatorios necesarios para hacer frente a
situaciones de emergencia.
CNE
Estudio y diseño de un estándar de resiliencia para 2021 - 2023
el sistema eléctrico chileno.
CDECs
Ministerio de Energía
Academia
CNE
Ministerio de Energía,
SEC
Academia
Estudio e implementación de mecanismos de 2021 - 2024
incentivos
para
realizar
mejoras
sobre
infraestructura crítica.
CDECs
CNE
Ministerio de Energía,
SEC
Industria
Academia
Creación de institucionalidad
emergencias eléctricas.
de
riesgos
y 2022
CNE
Ministerio de Energía
Academia
Implementación de estándar de resiliencia.
2023 - 2025
CDECs
CNE
Ministerio de Energía,
SEC
Industria
Academia
Monitoreo sobre la implementación y desempeño 2026 del estándar establecido, los planes elaborados y el
funcionamiento
de
las
institucionalidades
construidas. Se concretizan inversiones para hacer
el sistema más resiliente.
CDECs
CNE
Ministerio de Energía,
SEC
Industria
Academia
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
176
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
4. Tener los mejores niveles de SAIDI de la región.
Es posible observar (sección 6.2.5) que los niveles actuales de SAIDI existentes en el sistema
eléctrico nacional son deficientes comparativamente con los niveles de SAIDI (ya sea total, de
fuerza mayor, sin fuerza mayor o externo) de los sistemas eléctricos internacionales
presentados en la sección 2.2. Por otra parte, durante 2015 se alcanzó un SAIDI promedio de
21,98 [horas/cliente] en el país, lo cual representa una calidad de suministro deficiente tanto en
términos relativos como absolutos.
Con el objetivo de mejorar los niveles de calidad y continuidad de suministro experimentados
por el cliente promedio en el sistema eléctrico nacional se propone:
a. Protocolización y un esclarecimiento de actividades y responsabilidades frente a la
ocurrencia de interrupciones de suministro y una mayor fiscalización sobre los distintos
actores en base a la regulación vigente.
b. Estudiar e implementar la utilización de los índices SAIDI y SAIFI en la medición de la
continuidad de suministro del sistema eléctrico chileno debido a que se considera que
representan de una mejor manera, en relación a los índices utilizados en la actualidad, la
situación experimentada por el consumidor final.
c. Incorporar la fiscalización sobre la continuidad de suministro entregada por los distintos
actores.
d. Estudio e implementación de mecanismos de incentivos/penalizaciones asociados al
desempeño en continuidad de suministro entregado por los distintos actores en cada
punto de control. A modo de ejemplo pueden ser considerados los mecanismos
expuestos en el Capítulo 2. En el largo plazo se espera que los esquemas de incentivos
sobre el operador del sistema a los que se refiere la meta 1 actúen de manera conjunta
con los esquemas de incentivos/penalizaciones propuestos sobre los distintos actores
del sector en base a continuidad de suministro.
e. Implementar un monitoreo robusto de la operación del sistema en manos de un ente
independiente al CDEC y la autoridad, que lleva a cabo un análisis crítico y recomiende
mejoras. Esto se deberá complementar con análisis post-mortem (también
independiente) que permita al operador y las autoridades aprender lecciones de los
eventos que desatan una falla importante del sistema.
f. Actuación conjunta de los lineamientos descritos para el cumplimiento de las metas 1,
2, 3 y 4 permitan al consumidor final del sistema eléctrico nacional experimentar niveles
de SAIDI líderes en la región.
En la Tabla 30 es posible encontrar las metas establecidas para conseguir niveles de continuidad
de suministro (SAIDI) líderes en la región. Por otra parte, en la Tabla 31 es posible encontrar el
plan de acción definido para el cumplimiento de las metas expuestas en la Tabla 30.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
177
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 30 Metas niveles de continuidad de suministro
Metas
2020

Se utilizan los índices SAIDI y SAIFI para la medición, monitoreo y fiscalización de la
continuidad de suministro en el sistema eléctrico chileno.
2025

Se cuenta con esquemas de incentivos/penalizaciones sobre el desempeño de los
índices SAIDI y SAIFI de cada coordinado.
2030

Se cuenta con un nivel de SAIDI líder en la región.
Tabla 31 Plan de acción niveles de continuidad de suministro
Plan de Acción
Acción
Horizonte
Protocolización de actividades y responsabilidades 2016
frente a la ocurrencia de un corte de suministro
según origen de la interrupción. Esclarecimiento de
responsabilidades frente a penalizaciones y
compensaciones a pagar al consumidor final (según
regulación actual).
Actores
CDECs
CNE
SEC
Ministerio de Energía
Industria
Academia
Establecer protocolos de fiscalización, monitoreo y 2016
penalización a los distintos actores en todos los
segmentos en base a desempeño en cuanto a
calidad de suministro (según regulación actual;
índices de indisponibilidad).
CDECs
CNE
SEC
Ministerio de Energía
Industria
Academia
Estudios de varias alternativas de implementación 2016
de
monitoreo
y
análisis
post-mortem,
independientemente de los esfuerzos del operador
del sistema y la autoridad.
CNE
Estudio asociado a la implementación de índices 2017
SAIDI, SAIFI en la medición de la continuidad de
suministro en el sistema eléctrico nacional.
CDECs
SEC
Academia
CNE
SEC
Ministerio de Energía
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
178
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Academia
Caracterización de niveles de continuidad de 2018
suministro entregado por cada agente en cada
punto de control (SAIDI, SAIFI).
CDECs
Implementación de cambios regulatorios asociados 2018
a incorporación de índices SAIDI y SAIFI en el
sistema eléctrico chileno.
CNE
Implementación de índices SAIDI y SAIFI como 2019
medición de la continuidad de suministro.
CDECs
Industria
Academia
Ministerio de Energía
Academia
CNE
SEC
Ministerio de Energía
Industria
Academia
Establecer protocolos de fiscalización, monitoreo y 2019 - 2020
penalización a los distintos actores en todos los
segmentos en base a desempeño en cuanto a
continuidad de suministro.
CDECs
CNE
SEC
Ministerio de Energía
Academia
Implementación de actividades de monitoreo y 2020
análisis post-mortem, independientemente de los
esfuerzos del operador del sistema y la autoridad.
CNE
Estudio asociado a la implementación de 2020 – 2022
mecanismos de incentivos/penalizaciones a los
distintos actores en base al desempeño en
continuidad de suministro (SAIDI, SAIFI).
CDECs
SEC
Academia
CNE
SEC
Ministerio de Energía
Academia
Implementación de cambios regulatorios asociados 2022 – 2023
a
incorporación
mecanismos
de
incentivos/penalizaciones en base a desempeño en
SAIDI y SAIFI para los distintos actores.
CNE
Implementación
de
mecanismos
de 2023 - 2024
incentivos/penalizaciones en base a desempeño en
SAIDI y SAIFI para los distintos actores.
CDECs
Ministerio de Energía
Academia
CNE
SEC
Ministerio de Energía
Industria
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
179
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Academia
Monitoreo y fiscalización sobre la continuidad de 2024 – en
suministro experimentada por el cliente final y los adelante
niveles entregados por cada coordinado.
CDECs
CNE
SEC
Ministerio de Energía
Industria
Academia
Es necesario destacar que las metas y lineamientos descritos en el presente apartado son
concordantes con las metas y lineamientos de seguridad y calidad de suministro expuestos por
el ministerio de energía en Energía 2050 Política Energética para Chile [3].
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
180
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
7 Prácticas y tecnologías avanzadas a nivel de
operación en Chile
El presente capítulo tiene por objetivo exponer y analizar la situación actual de desarrollo y
aplicación de nuevas tecnologías de red en el sistema eléctrico chileno junto con la proposición
de metas y lineamientos definidos por el equipo de la Universidad de Chile para el operador de
sistema en pro de obtener un sistema eficiente desde el punto de vista técnico y económico, el
cual –en principio– haga uso eficiente de sus activos de generación y transmisión para tomar
acciones remediales en materia de seguridad, las cuales se pueden apoyar con nuevas
tecnologías de monitoreo, control y comunicación.
Esta sección se encuentra subdividida en 3 partes: sistemas de monitoreo, control y
accionamiento, operación flexible de redes, y, finalmente, operación automática y flexible de
generación y almacenamiento. En cada una de las subsecciones de identifican las prácticas y
tecnologías asociadas, se presenta una descripción y análisis de la situación actual de las
prácticas y tecnologías identificadas en el sistema eléctrico nacional para finalmente exponer
las metas y el plan de acción definido por el equipo de la Universidad de Chile en base a la
investigación realizada.
7.1 Sistemas de monitoreo, control y accionamiento
7.1.1 Sistemas de monitoreo y control de área amplia
7.1.1.1 Diagnóstico de la situación actual
El concepto detrás de los sistemas de monitoreo y control de área amplia contempla el uso de
equipos de medida (Wide Area Monitoring System, WAMS) y control (Wide Area Control
System, WACS) distribuidos en el sistema, trascendiendo así a la medición y control local de
variables a través del sistema de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA,
Supervisory Control And Data Acquisition) que se utiliza actualmente en los sistemas nacionales
[1]. Por otra parte, para explotar todo su potencial, estos sistemas requieren de equipos más
avanzados para realizar medidas, como las unidades de medición fasorial (PMU, por sus siglas
en inglés).
Desde el punto de vista de los procedimientos de los CDECs, ambos sistemas han incorporado
PMU en sus estructuras de monitoreo [2]. El CDEC-SING contempla un módulo de medición
fasorial a través del uso de PMU, concentradores de datos locales, canales de comunicación
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181
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
dedicados, un concentrador centralizado y el software necesario para análisis. Por su parte el
CDEC-SIC emitió un procedimiento equivalente [3] en 2011.
En cuanto a la infraestructura efectivamente instalada y de acuerdo a lo informado por el CDECSING en la encuesta enviada (referirse al Anexo B), este sistema interconectado cuenta con una
red de monitoreo de área amplia, cuya aplicación incluye el monitoreo transitorio de la
operación, análisis expost de eventos sistémicos y el análisis de oscilaciones de pequeña señal
en un marco de post-operación. El estado de penetración de la tecnología es medio,
requiriéndose un tiempo estimado de 18 a 24 meses más para su maduración. Por su parte el
CDEC-SIC informa que actualmente no cuenta con esta tecnología y que su desarrollo requiere
de 24 meses para ser desplegado en el sistema. Ambos operadores identifican las WAMS como
un elemento crítico para la operación segura y económica del sistema, debido a que sin ella los
márgenes de operación son muy conservadores.
El despliegue de WAMS realizado en el CDEC-SING aún no es utilizado en su totalidad para
mejorar las decisiones de control y pero si de despacho. Aunque en la actualidad se cuenta con
un análisis post-operación de los datos que permite ajustar decisiones de despacho, se
considera que aún falta incluir controladores que puedan procesar información en tiempo real
para operar actuadores y llevar a cabo tareas de screening de datos para tomar decisiones de
operación y despacho en tiempo real.
7.1.1.2 Análisis
Si bien la instalación de equipos adicionales es de carácter crítico en la generación de una red
de monitoreo y control de área amplia, ésta carece de valor si no se utiliza persistentemente
para mejorar las decisiones de control y despacho. Lo anterior incluye llevar a cabo tareas de
screening de datos en el corto plazo, para luego tomar decisiones de control en ese intervalo,
además de tareas de análisis de datos para alcanzar medidas de operación y control de
mediano plazo.
Las metas que debe tener el futuro operador único del sistema eléctrico nacional en materia de
WACS corresponde a contar con PMUs desplegados en todo el sistema (o en los puntos más
críticos), asociados a una infraestructura de data mining y screening implementada. Además,
debe disponer de los recursos humanos necesarios para hacer uso de la información disponible
en la red de monitoreo durante el proceso de toma de decisiones.
En materia de WACS, la meta consiste en utilizar señales remotas para el control en tiempo real
de actuadores críticos (instalados o por ser instalados) para mejorar el despacho del sistema y
aumentar sus niveles de seguridad.
Uso de estabilizadores de sistemas de potencia en el contexto del monitoreo y control de área
amplia
Una situación de particular interés en el contexto de los WAMS y WACS corresponde al uso de
los estabilizadores de sistemas de potencia (PSS, del inglés Power System Stabilizer), que
corresponden a tecnologías de medición y control para la estabilización local de las unidades de
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182
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
generación. Estos sistemas pueden ser utilizados para evitar oscilaciones entre áreas frente a
perturbaciones, actuando como un mecanismo de control de inestabilidad transitoria.
Actualmente existen en el CDEC-SIC 24 unidades de generación con PSS homologado [4]
mientras que el CDEC-SING existen 18 unidades/componentes con PSS [5]. Frente a la
inminente interconexión de los sistemas SIC-SING, la actual sintonización de los PSS deberá ser
ajustada para enfrentar este cambio topológico. Esto introducirá la necesidad de realizar
estudios para determinar el punto de operación de los PSS para evitar fenómenos de oscilación
en la nueva red.
Los modos de oscilación del sistema deben ser estudiados con el fin de evitar aquellos que
pueden poner en riesgo la operación del sistema a través de una adecuada configuración de los
PSS. Sin embargo, es complejo lograr una sintonización que garantice estabilidad para todos los
puntos de operación de un sistema como el chileno, considerando los altos niveles de
generación renovable variable que se avecinan y así la alta combinatoria de flujos posibles
sobre la red eléctrica. En este contexto, el desafío radica en tener estrategias de resintonización dependientes de los distintos puntos de operación (dados por cambios
topológicos importantes, line switching y generación variable) del sistema y las posibles
perturbaciones que puedan ocurrir en él (es decir, PSS adaptativos). Los PSS presentes en los
sistemas nacionales no cuentan ni con medición remota, ni con acciones adaptativas. Una
alternativa también consiste en realizar una sintonización robusta que, aunque no sea óptima
para ninguna condición en particular, es razonablemente buena para cualquier tipo de
condición de operación (o para el 95-99% de ellas, dependiendo del intervalo de confianza que
se defina) que se pueda presentar en el sistema nacional.
Además, es necesario estudiar qué señales remotas adicionales se podrían utilizar en la
coordinación de PSS considerando que incluir otros puntos podría mejorar la observabilidad de
las variables de interés del sistema (esto se presentó anteriormente en el caso de Noruega en la
sección 3.2.1.2).También, es posible que sea necesario instalar PSS en otros componentes de
red, más allá de las unidades de generación.
7.1.2 Evaluación dinámica de seguridad
7.1.2.1 Diagnóstico de la situación actual
De acuerdo a lo indicado por el operador del SING (referirse al Anexo B) no existe ninguna
implementación de un sistema de evaluación de seguridad dinámica (DSA, por sus siglas en
inglés), para ninguna de las alternativas, a saber, la evaluación de la seguridad transitoria, la
evaluación de la seguridad de tensión, la evaluación de la seguridad de señal pequeña y la
evaluación de la seguridad de frecuencia.
Por su parte, el CDEC-SIC informa que cuenta con un DSA. Sin embargo, el análisis realizado por
el encuestado da cuenta de que el sistema considerado representa más bien un SCADA más que
un DSA, el cual de acuerdo a la definición en la literatura internacional requeriría, por ejemplo,
contar con PMUs instalados.
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183
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
7.1.2.2 Análisis
La experiencia internacional demuestra que los sistemas de seguridad dinámica han
demostrado ser efectivos al momento de aumentar la capacidad de transferencia de los
sistemas de transmisión. Este aumento de capacidad se debe a la reducción de holguras
necesarias para evitar escenarios de inestabilidad dinámica. Esta reducción de márgenes de
seguridad (reservados para darle más estabilidad al sistema) se puede realizar de manera
segura y confiable al contar con la información precisa de la condición del sistema y de su nivel
de exposición a distintos fenómenos dinámicos. Es importante que a futuro el operador del
sistema cuente con la infraestructura necesaria y la capacidad de análisis para realizar estas
tareas.
La meta para el sector eléctrico nacional radica en contar con un sistema de evaluación
dinámica de seguridad que integre evaluación permanente en materia de seguridad transitoria,
de tensión, frecuencia y señal pequeña, es decir, que cumpla al menos con lo que actualmente
despliega el DSA más avanzado de la región y del mundo (Brasil), el cual implementa evaluación
dinámica de:




Seguridad transitoria,
Seguridad de tensión,
Seguridad de señal pequeña y
Seguridad de frecuencia.
Evidentemente, para esto se requiere contar con PMUs instalados además de la infraestructura de
hardware y software para procesar en tiempo real una gran cantidad de datos.
7.1.3 Tecnologías de información y comunicación
7.1.3.1 Diagnóstico de la situación actual
La encuesta realizada a los operadores, revela que la percepción de desarrollo de las
tecnologías de información y comunicación (ICT, por sus siglas en inglés) está asociada al nivel
de madurez de los sistemas AGC/SCADA/EMS.
El CDEC-SIC da cuenta (Anexo B) que su sistema de comunicación cuenta con redundancia
satelital para el sistema telefónico. Su percepción es que el ICT está en estado avanzado de
implementación y que no requiere más tiempo para alcanzar su maduración total. El CDEC-SING
observa que el desarrollo de su ICT es bajo y que necesita 6 meses para dar cobertura a las
necesidades de esta tecnología.
7.1.3.2 Análisis
Los operadores de los sistemas nacionales recientemente han estado trabajando en consolidar
sus sistemas SCADA y estimadores de estado. Sin embargo, las nuevas tecnologías exigen que
los sistemas de comunicaciones sobre los cuales operan sean redundantes, rápidos y confiables.
Más allá de la condición básica de contar con información confiable, una de las características
más importantes en las comunicaciones en los sistemas futuros es que la latencia de la
comunicación no sea significativa en relación a los tiempos necesarios para estabilizar el
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184
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
sistema (e.g. estabilidad transitoria). En este sentido, si el sistema pretende alcanzar niveles de
desarrollo que le permitan implementar esquemas de protección especial y otras tecnologías,
el desafío del desarrollo de las redes comunicacionales asociadas es crítico.
La meta relacionada con las tecnologías de información y comunicación consiste en desplegar
enlaces dedicados en fibra óptica para todas aquellas señales criticas relativas a monitoreo de
estabilidad transitoria y acciones de control relacionadas.
7.1.4 Sistemas de protección especial
7.1.4.1 Diagnóstico de la situación actual
De acuerdo a lo expresado por el operador del SIC en la encuesta realizada (referirse al Anexo
B), el sistema cuenta con 3 esquemas de protección especial (SPS, del inglés Special Protection
System) en funcionamiento y su percepción es que el nivel de penetración de esta tecnología
en el sistema es alto. Según la referencia [6], los casos presentes en el SIC son variados y han
sido implementados y/o estudiados bajo el contexto de:
a. Incrementar capacidad de transferencia económica de energía en el circuito
Quillota-Los Vilos 220kV y Los Vilos-Pan de Azúcar 220kV a través de un SPS que
permita la desconexión de carga en la zona norte a estos corredores, para evitar la
generación costosa presente en el extremo norte.
b. La necesidad en el aumento de capacidad en la línea Tinguiririca-Punta Cortés para
poder inyectar la energía proveniente de las centrales Confluencia y La Higuera. El
desarrollo de la expansión de este circuito, de 154kV a 220kV se retrasó, siendo
imperativa la implementación de un SPS que capaz de holgar el criterio N-1 del
corredor de 154kV, a través de la reducción de generación de las centrales ubicadas
aguas arriba.
c. La central Taltal se conecta al sistema a través de una línea de doble circuito en
220kV. A menudo los interruptores de esta línea se abren, causando pérdida de
carga en el sector de Diego de Almagro, lo cual activa el protocolo de desconexión
de las dos unidades en Taltal. Por otra parte, se tiene el inconveniente de que los
tiempos de partida de estas unidades son lentos, por lo que es deseable evitar su
total salida de operación. El SPS actúa reduciendo la inyección de las unidades a su
nivel mínimo, (considerando, como máximo, el apagando de solo una de ellas).
d. La línea Cerro Navia-Polpaico es el camino para inyectar mayores cantidades de
energía térmica desde la zona norte hacia la zona central del país, particularmente el
gran Santiago. En tiempos de hidrologías bajas es necesario que esta inyección
ocurra; sin embargo, el límite de seguridad del corredor lo impide. Un SPS permitiría
holgar la operación de la línea sin poner en riesgo al sistema, a través de la
disponibilidad de múltiples medidas compensatorias, incluyendo reducción de
generación, desprendimiento controlado de carga, etc.
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185
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Por otro lado, en el caso asociado al CDEC-SING (Anexo B), se da cuenta de la existencia de un
EDAGxCE (Esquema de Desprendimiento Automático de Generación activado por Contingencia
Específica) en la línea 220 kV Tocopilla – Crucero, el cual se activa para ciertos niveles de
generación en la central Tocopilla. Además, el operador señala también que, en el pasado, han
contado con un mayor número de esquemas EDAC o EDAG por contingencia específica en el
SING; sin embargo, estos han sido deshabilitados en la actualidad debido a que el sistema ya no
lo necesita para el cumplimiento de los estándares establecidos en la NTSyCs.
7.1.4.2 Análisis
Hasta ahora, la motivación que se ha observado en Chile para la implementación de sistemas
de protección especial radica en una combinación entre los requerimientos de la norma técnica
y los beneficios económicos que perciben los actores al instalar estos sistemas. Según [6] los
cuatro drivers económicos principales para la instalación de SPS son:
1. Aliviar congestiones para lograr un despacho más económico.
Dada la característica longitudinal del sistema de transmisión nacional, la ocurrencia de
congestiones es común. El poder relajar el criterio N-1 contribuye a contar con más
capacidad de transferencia, pero es necesario un SPS para desprender carga frente a
contingencias N-1 en ese corredor.
2. Desajuste temporal entre generación y transmisión.
Haciendo uso de un sistema SPS se pude holgar el criterio N-1 en tramos sobrecargados
debido a la instalación de una central de generación cuyo proyecto de refuerzo de
transmisión asociado no ha sido terminado. En este caso la entrada de la central es
permitida relajando el criterio de seguridad y permitiendo la desconexión del generador
como acción correctiva.
3. Maximizar la disponibilidad de activos de generación.
Sistemas de SPS adicionales a los esquemas existentes para la desconexión de
generación (EDAG), permiten evitar los efectos en cascada que podría conllevar la
desconexión de centrales, maximizando la disponibilidad de generación (económica), lo
cual beneficia tanto al sistema como al dueño de los activos asociados. El SPS puede ser
complementado con equipos de compensación reactiva que permitan evitar problemas
de estabilidad transitoria.
4. Evitar riesgo de racionamiento liberando congestiones.
Durante periodos de escases hidrológica puede ser necesario importar energía más cara
para evitar utilizar recursos hidroeléctricos. En tal situación, podría ser necesario holgar
el criterio N-1 para utilizar la capacidad ociosa de transmisión con el fin de mover los
bloques de energía térmica disponibles en el sistema. Para lograr esto sin poner en
riesgo la seguridad del sistema es necesario implementar SPS en los tramos
correspondientes.
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186
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
A futuro, el operador deberá estudiar los problemas de congestión y estabilidad que puedan ser
resueltos utilizando SPS e implementar aquellos que sean tecno-económicamente eficientes,
considerando además SPS adaptativos que protejan al sistema ante un conjunto de situaciones.
7.1.5 Respuesta de la demanda
7.1.5.1 Diagnóstico de la situación actual
Ambos operadores expresan en sus respectivas encuestas que el estado de desarrollo de
respuesta a la demanda (DR, del inglés Demand Response) es nulo. Ambos operadores perciben
que habrían beneficios económicos importantes asociados a la implementación de tecnologías
que posibiliten la participación activa de la demanda en el sistema (Anexo B).
Actualmente, los sistemas nacionales cuentan con mecanismos de desconexión involuntaria de
carga. En esta categoría se puede considerar la Desconexión Manual de Carga [7], la cual puede
ser aplicada sobre un conjunto de barras del sistema anunciadas por el operador, previo aviso
al consumidor, quién no recibe remuneración ni es consultado. La respuesta de la demanda de
manera voluntaria constituye una estrategia de operación prácticamente inexplorada en los
sistemas eléctricos nacionales. En oposición a los cortes de demanda involuntarios, sobre los
cuales hay experiencia (e.g. escalones de desprendimiento de carga de Codelco en el SING).
Debido a la incorporación de una mayor cantidad de generación renovable, a futuro existe una
necesidad por habilitar toda la demanda no crítica para que pueda ser despachable y
gestionada por el operador de manera remota, o a través de un control descentralizado que
tome decisiones en función de varias señales locales y remotas. Este servicio prestado por la
demanda se debiera complementar con otras fuentes de flexibilidad para poder determinar un
portafolio tecnológico óptimo que incluya tanto infraestructura flexible como convencional
(e.g. líneas, transformadores, etc.).
7.1.5.2 Análisis
La respuesta de la demanda de manera voluntaria constituye una estrategia de operación
prácticamente inexplorada en los sistemas eléctricos nacionales. En oposición a los cortes de
demanda involuntarios, sobre los cuales hay mucha experiencia (e.g. escalones de
desprendimiento de carga de Codelco en el SING).
La meta en materia de respuesta de la demanda consiste en habilitar toda la demanda no
crítica que pueda ser despachable y gestionada por parte del operador de manera directa, a
través de señales de control desde el centro de despacho. Este servicio prestado por la
demanda se debiera complementar con otras fuentes de flexibilidad para poder determinar un
portafolio óptimo de tecnologías flexibles, en conjunto con la inversión en componentes
tradicionales de transmisión (e.g. líneas, transformadores, etc.).
7.1.6 Metas y plan de acción de sistemas de monitoreo, control y accionamiento
En base el análisis anterior se desprende el siguiente conjunto de metas y acciones
determinadas con el objetivo de evolucionar hacia un sistema eléctrico más moderno, el cual
permita una gestión más eficiente y segura de la producción y el transporte de energía
mediante sistemas de monitoreo, control y accionamiento.
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187
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 32 Metas sistemas de monitoreo, control y accionamiento
Metas
2020



(ICT) Existen enlaces dedicados en fibra óptica (o contratos de servicios de similar
confiabilidad con empresas de telecomunicaciones) para todas aquellas señales
criticas (e.g relativas a monitoreo de estabilidad transitoria).
(WAMS/WACS) Existen PMU desplegados en todo el sistema.
(WAMS/WACS) Se cuenta con infraestructura de screening y data minning.
2025





(WAMS/WACS) Se utilizan señales remotas para el control en tiempo real de
actuadores críticos con el fin de mejorar el control sobre elementos de red y el
despacho de unidades de generación.
(WAMS/WACS) Se cuenta con una integración de los PSS con los sistemas WAMS y
WACS.
(DSA) Se cuenta con el DSA más avanzado de la región. Que incluye: Seguridad
transitoria, seguridad de tensión, seguridad de señal pequeña y seguridad de
frecuencia.
(SPS) Se cuenta con SPS adaptativos que protejan al sistema de contingencias
extremas pre-establecidas.
(DR) Se cuenta con respuesta de la demanda asociada a cargas no críticas y se cuenta
con incentivos para la participación de demanda voluntaria en programas de control.
La idea principal consiste en que a largo plazo exista un portafolio óptimo instalado entre (i)
tecnologías flexibles e inteligentes (mencionadas anteriormente) y (ii) tecnologías
convencionales (e.g. transformadores, líneas, etc.) de manera de hacer eficiente y confiable
toda la actividad de operación del sistema mediante la entrega de varios servicios asociados al
uso de las distintas tecnologías.
Tabla 33 Plan de acción sistemas de monitoreo, control y accionamiento
Plan de Acción
Acción
Horizonte
(ICT) Levantamiento de información de señales críticas 2016
en el sistema. Determinación de redundancia y
latencia de señales actuales.
Actores
CDEC
Academia
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188
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Informe Final
(WAMS) Estudio para determinar la concentración 2016
mínima de PMUs en el sistema capaz de permitir el
levantamiento de información para implementar
sistemas de monitoreo de área amplia y de control
adaptativo en el orden de tiempo de estabilidad
transitoria.
CDEC
(PSS) Estudio de re-sintonización de PSS para 2016
enfrentar la interconexión SIC-SING.
CDEC-SING
(SPS/DR) Estudio de problemas de congestión y
estabilidad en el sistema.
2016
CNE
Academia
Academia
CDEC
Academia
(DSA) Estudio de requerimientos de redes de 2016-2017
comunicación
[ICT]
y
monitoreo
[WAMS],
concentración de datos y software necesarios para
implementar un DSA en todas las materias de
estabilidad existentes.
CDEC
(ICT) Establecer los tiempos de latencia mínimos y 2017
redundancias
necesarias
en
la
normativa
correspondiente.
CNE
(PSS) Cuantificación de los beneficios técnicos de 2017
contar con sintonización adaptativa de PSS y medición
remota para evitar consecuencias catastróficas a
partir de contingencias que causan inestabilidad
transitoria.
CDEC
(WAMS) Revisión del procedimiento de la DO sobre 2017
redes de monitoreo para que éstas tengan la
extensión y coordinación necesaria para implementar
sistemas adaptativos.
CNE
(DR) Estudio de potencial de demanda no crítica que
podría quedar disponible para ofrecer respuesta.
2017
Academia
CDEC
Academia
Academia
CDEC
Academia
CDEC
Academia
(SPS/DR) Estudio de mejores alternativas de DR/SPS 2017-2018
para enfrentar los casos de problemas de congestión y
estabilidad (contingencia extrema).
2017-2020
(ICT) Implementación de la red de comunicación.
CDEC
Academia
Industria
CDEC
Academia
2017-2020
(WAMS) Implementación de PMUs en el sistema.
Industria
CDEC
Academia
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189
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
(WAMS) Implementación de sistemas de seguimiento 2017-2020
y visualización de datos.
(SPS/DR) Generación de normativa y procedimientos
que generen el despliegue de DR y SPS identificados.
2018
Informe Final
CDEC
Academia
CNE
CDEC
Academia
(WACS) Estudio de beneficios de implementación de 2018
red de control de área amplia.
CDEC
(PSS) Estudios de requerimientos específicos para 2018-2020
desplegar PSS adaptativos en la red.
CDEC
(DSA) Estudios específicos de requerimientos para los
sistemas de seguimiento de estabilidad transitoria,
tensión, frecuencia y señal pequeña.
CDEC
2018-2020
Academia
Academia
Academia
(SPS/DR) Estudio de coordinación de equipamiento 2018-2025
para generar SPS adaptativos.
CDEC
(WACS) Estudio de requerimientos de una red de 2019
control de área en el sistema nacional.
CDEC
(SPS/DR)
DR/SPS.
Implementación
sistemas
necesarios
2019-2020
Academia
Academia
Industria
CDEC
Academia
(WACS) Desarrollo de normativa específica para 2020
garantizar el despliegue de los equipos de control y
accionamiento.
CNE
(WAMS) Generación de procedimientos para integrar 2020
el uso de la nueva información generada en la
planificación y operación del sistema.
CNE
(DSA) Desarrollo de normativa y procedimientos 2021
necesarios para que el CDEC integre el análisis de
seguridad dinámica en sus labores permanentes.
CNE
(PSS) Desarrollo normativa específica para garantizar 2021-2022
la implementación de equipos y operación de PSS
adaptativos.
CNE
(DSA) Implementación, marcha blanca y operación de
DSA.
2022-2025
(PSS) Despliegue de red de PSS adaptativos en el
sistema nacional de electricidad.
2023-2025
CDEC
Academia
CDEC
Academia
CDEC
Academia
CDEC
Academia
CDEC
Academia
Industria
CDEC
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Informe Final
Academia
7.2 Operación flexible de redes
7.2.1 Equipos que proveen flexibilidad en redes de transmisión AC
7.2.1.1 Diagnóstico de la situación actual
En el CDEC-SIC los equipos FACTS (del inglés Flexible AC Transmission System) presentes43
incluyen –entre otros– compensadores estáticos de reactivos (SVC), compensadores sincrónicos
estáticos (STATCOM) y transformadores desfasadores, según la siguiente lista:
SVC






S/E Diego de Almagro: +140/-100 MVAr (SVC Plus de SIEMENS, similar a STATCOM)
S/E Cardones: +100/-65 MVAr
S/E Maitencillo: +20/-40 MVAr
S/E Pan de Azúcar: 2 equipos +20/-40 MVAr
S/E Polpaico: +100/-65 MVAr
S/E P. Montt: +70/-40 MVAr
STATCOM
 S/E Cerro Navia +140/-60 MVAr
Transformadores Desfasadores
 S/E Cerro Navia en la Línea Polpaico – Cerro Navia: 2x350 MVA +/-12° desfase, 33
posiciones de taps
Todos los equipos señalados pueden ser controlados por el operador de manera remota. Las
iniciativas de instalación de estos equipos han estado enmarcadas en decisiones privadas (SVC
Diego de Almagro, SVC Polpaico, STATCOM Cerro Navia) o bien en el marco de los estudios de
expansión del sistema de transmisión troncal, ETT (Transformador Desfasador Cerro Navia, SVC
Cardones, SVC Puerto Montt).
De acuerdo a lo expresado por el operador en la encuesta realizada (referirse al Anexo B), el
estado de desarrollo de las tecnologías FACTS se considera madura en el SIC.
En el caso del CDEC-SING, la situación es diferente, puesto que solamente existe un equipo
FACTS en operación, que se trata de un SVC instalado en 2015 por Minera Escondida en el
sistema de transmisión adicional (referirse a la encuesta presentada en el Anexo B). Por otra
parte, no se establecen los plazos requeridos para alcanzar el potencial eficiente de despliegue
de estas tecnologías.
43
Información obtenida de la sección “Información técnica” del sitio web del CDEC-SIC.
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191
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
7.2.1.2 Análisis
Los equipos FACTS son aquellos que, en el marco de los sistemas de transmisión AC, abarcan al
conjunto de tecnologías con capacidad de controlar el flujo de potencia o variar características
de la red, a través del uso de electrónica de potencia y elementos pasivos. Su operación
permite incrementar la capacidad de transferencia de potencia y modificar la trayectoria de los
flujos por la red. Es importante destacar que las líneas HVDC no corresponden a un equipo
FACTS, sin embargo, en esta sección se considera que esta tecnología se encuentra alineada con el
propósito de proveer flexibilidad, debido a que el flujo a través de ella es despachable y depende
en menor grado de las condiciones y/o topología de la red.
A futuro será necesario hacer el sistema más flexible e instalar equipos FACTS para desacoplar
de manera eficiente el control de flujo y voltaje con el despacho de las unidades del sistema.
Además, es posible que con una penetración importante de energías renovables, el control de
frecuencia mediante el despacho de reservas en tiempo real congestione zonas de la red, lo que
podría ser solucionado mediante equipos FACTS (que en este caso se utilizarían en conjunto
con la reserva para evitar congestiones). En el largo plazo, la expansión de redes debe ser
óptima entre todos los equipos capaces de proveer flexibilidad a la operación de las redes,
particularmente equipos FACTS para líneas AC y nueva inversión en HVDC (subestaciones en
topología back-to-back). Estos equipos deben ser considerados en los estudios de expansión de
manera sistemática.
7.2.2 Determinación dinámica de rating de líneas
7.2.2.1 Diagnóstico de la situación actual
La línea más equipada para la determinación de su estado de rating (DLR, del inglés Dynamic
Line Rating) a nivel nacional se encuentra en Minera Los Pelambres, que corresponde a un
doble circuito en 220kV y que consta de cuatro puntos de medición de temperatura y medición
de variables ambientales.
En este caso, la decisión de instalar equipos de DLR en lugar de expandir la capacidad de la línea
(frente al aumento en el consumo de la faena en 2008-2009) radicó en el nivel de eficiencia
económica y seguridad de la solución. Además, en este caso, los límites de la línea se
encontraban dados por restricciones físicas en la temperatura del conductor en lugar de los
límites de estabilidad del sistema.
Las encuestas completadas por los operadores de los sistemas interconectados (Anexo B) dan
cuenta de que no existe desarrollo de tecnologías de DLR. Ambos operadores manifiestan estar
al tanto de los beneficios que estos sistemas pueden traer para el sistema eléctrico. Sólo el
CDEC-SING establece una estimación del tiempo que le tomaría desplegar esta tecnología hasta
un nivel avanzado de madurez: 18 meses.
7.2.2.2 Análisis
A nivel nacional se ha comenzado a proyectar la instalación de equipos de monitoreo de
variables ambientales en diversas líneas (e.g. nueva línea Encuentro-Lagunas 2x220kV, la cual
dentro de sus especificaciones contempla DLR); sin embargo, no se han implementado sistemas
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
192
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
automáticos para determinar dinámicamente el rating de las líneas que aprovechen las
holguras “térmicas” del conductor.
La aplicación de tecnología DLR permite aprovechar las holguras potenciales que podrían surgir
debido a la existencia de un límite térmico mayor al estimado sin información. En este
contexto, sería beneficioso realizar un estudio extensivo que cuantifique el valor de ésta
tecnología en el sistema chileno. Por ejemplo, este tipo de soluciones pueden presentar un
alivio temporal a las congestiones que luego, una vez se conozca con más certeza la evolución
de la generación y la demanda, se puedan reemplazar o complementar con soluciones de más
largo plazo como la inversión en líneas de transmisión.
Dado esto, es importante destacar que CDEC-SING, en su presupuesto para 2016, contempla un
estudio de evaluación de DLR, el cual permitirá el levantamiento de información y la evaluación
técnica-económica asociado a la implementación de DLR en el SING, identificando líneas de
interés que sean candidatas para la implementación de la tecnología y obteniendo la evaluación
técnica y económica de ello.
7.2.3 Plan de acción de operación flexible de redes
Las metas y acciones establecidas para lograr una operación más flexible de redes se basan en
el potenciamiento y despliegue de equipos FACTS, líneas HVDC y rating dinámico de líneas
(DLR). A continuación se presentan las metas de corto, mediano y largo plazo asociadas, para
luego detallar las actividades específicas que deben ser realizadas por los actores involucrados.
Tabla 34 Metas operación flexible de redes
Metas
2020

(DLR) Existe DLR en todas las líneas que lo requieran/permitan, DLR está incorporado
como una alternativa a las inversiones de línea en los estudios de planificación.
2025

(FACTS/DLR) Existe un desacople eficiente (costo efectivo) entre el control de flujo y
voltaje, y el despacho de las unidades del sistema, lo que permite contar con un sistema
más flexible para la gestión de la generación renovable mediante el uso de FACTS, HVDC,
DLR, etc.
La idea principal consiste en que a largo plazo exista un portafolio óptimo instalado entre (i)
tecnologías flexibles e inteligentes (mencionadas anteriormente) y (ii) tecnologías
convencionales (e.g. transformadores, líneas, etc.) de manera de hacer eficiente y confiable
toda la actividad de operación del sistema mediante la entrega de varios servicios asociados al
uso de las distintas tecnologías.
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 35 Plan de acción operación flexible de redes
Plan de Acción
Acción
Horizonte
Actores
Estudio de problemas y necesidades de re- 2016-2017
direccionamiento de flujos y control de voltaje
en el sistema ante varios escenarios actuales y
futuros.
CDEC
Estudio de condiciones de congestión crítica que 2016-2017
se puedan resolver con equipos FACTS y DLR
ante varios escenarios actuales y futuros.
CDEC
Estudio de problemas y necesidades de re- 2016-2017
direccionamiento de flujos y control de voltaje
en el sistema ante varios escenarios actuales y
futuros.
CDEC
Estudio costo-beneficio de aplicación de las 2017
distintas tecnologías en los tramos de red en
condiciones críticas.
CDEC
Estudio beneficios de control en tiempo real de 2018-2019
las tecnologías FACTS.
CDEC
2018-2019
CDEC
CNE
Academia
CNE
Academia
CNE
Academia
Academia
Academia
Generadores
Plan de despliegue e implementación de DLR.
Transmisores
Academia
Desarrollo normativa específica para garantizar 2018-2019
la implementación eficiente de equipos FACTS y
DLR.
CDEC
2020-2025
CDEC
Despliegue eficiente de equipos de flexibilidad
de red.
CNE
Academia
Generadores
Transmisores
Academia
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194
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
7.3 Operación automática y flexible de generación y almacenamiento
7.3.1 Control Automático de Generación
7.3.1.1 Diagnóstico de la situación actual
Actualmente Chile no cuenta con sistemas de control automático de generación (AGC, del
inglés Automatic Generation Control) en ninguno de sus sistemas interconectados, tal como
confirman ambos operadores en las encuestas realizadas en el marco de este estudio (Anexo
B). Sin embargo, ambos operadores cuentan con proyectos de implementación de AGC en
carpeta. A fines de 2015 el CDEC-SIC puso a disposición del sector un reciente estudio realizado
por ABB para la implementación del AGC en el marco del despliegue del nuevo SCADA [11]. El
sistema debería estar en funcionamiento a fines de 2016, con integración total de sus unidades
a mediados de 2017, de acuerdo a lo que se indica en el estudio.
En el caso del SING, el año 2006 se realizó el primer análisis técnico-económico de la
implementación de un AGC en el sistema, el cual concluye que un AGC permitiría disminuir el
costo de operación del sistema; sin embargo, también estableció que la factibilidad de
implementación de dicha propuesta requiere necesariamente revisar aspectos tales como la
reglamentación asociada a los Servicios Complementarios y algunos procedimientos de la DO
[12]. Este estudio fue revisado en el año 2010, conservando las conclusiones alcanzadas en
2006, debido a que el análisis realizado en ese entonces continuaba vigente. Éste establece
[13]:
“Considerando el análisis de costo-beneficio realizado en el Estudio 2006 para los escenarios con
y sin AGC, y los resultados asociados al Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de
Reservas - AÑO 2010, es factible aproximar que eliminar 20 MW de la reserva para CPF (control
primario de frecuencia) que asiste al CSF (control secundario de frecuencia) implica una
reducción del costo total de 13 MUS$/Año, valor que supera al costo total de inversión en el
AGC de 0,5 MUS$, y su valor mantenimiento anual de 0,025 MUS$/Año.”
Sin embargo, la revisión de 2010 vuelve a establecer que para viabilizar el AGC es necesario
revisar:


Reglamentación asociada a los Servicios Complementarios (SSCC); la cual se espera
provea los mecanismos adecuados para valorizar los respectivos servicios
complementarios.
Procedimiento DO de Habilitación de instalaciones para Control de Frecuencia, Control
de Tensión, EDAC y PRS.
Finalmente, durante 2015, CDEC-SING efectuó el desarrollo de la ingeniería básica y de detalle
de un AGC para el SING, proyecto que proporcionará las bases para la etapa de
implementación, a efectuarse durante el año 2016. Dicha ingeniería considera los requisitos y
requerimientos técnicos de la plataforma que soporta al AGC, su sistema de comunicaciones y
las adaptaciones a efectuar por parte de las unidades generadoras seleccionadas para participar
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195
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
en el CSF (Control Secundario de Frecuencia), conforme a los requerimientos establecidos en la
NTSyCS.
7.3.1.2 Análisis
Ambos operadores se encuentran en proceso de implementación de sus respectivos AGC, con
hitos bien definidos. A futuro uno de los objetivos importantes es flexibilizar el sistema y contar
con la capacidad de “balancear” de manera segura y costo-efectiva la generación variable de
fuentes renovables, acorde a los lineamientos de la política energética chilena (i.e. 70%
generación renovable), mediante un AGC para así preservar la operación a mínimo costo y
aprovechar al máximo los recursos renovables del país.
7.3.2 Sistemas de almacenamiento de energía
7.3.2.1 Diagnóstico de la situación actual
Los sistemas de almacenamiento de energía (ESS, del inglés Energy Storage System; o BESS para
baterías, del inglés Battery Energy Storage System) en el país han sido desarrollados
principalmente en el SING, sin experiencias registradas en el SIC más allá de los embalses del
sistema hidráulico. Para el SING, el propósito de las unidades instaladas actualmente es suplir la
reserva de las Centrales Angamos, Norgener y Cochrane, respectivamente, de modo de evitar el
4% de reserva en giro en las unidades de generación y aprovechar de incrementar sus ingresos
por mayores ventas de energía. El operador está al tanto de la relevancia de estos equipos,
calificando su nivel de despliegue en el sistema como medio-alto y considerando que la
madurez en esta materia requiere de 24 meses más de desarrollo.
Los equipos existentes en el SING son [14]:



Angamos (2012) AES Gener, 15 a 20 minutos de provisión de energía. 20MW IonLithium.
Los Andes (2010) AES Gener, 12 MW.
Cochrane (2014) AES Gener, 20 MW.
Los equipos responden automáticamente de acuerdo a un perfil programado para enfrentar
periodos de incremento/reducción de generación intempestivos. En la Figura 60 se observa la
respuesta de los BESS Angamos y Los Andes durante una falla ocurrida en 2013 en que debido
al trip de una barra en una subestación se perdió en torno a un 30% de la generación del
sistema.
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196
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 60: Evolución de la inyecciones y retiros de los BESS Angamos y Los Andes durante una falla.
7.3.2.2 Análisis
De acuerdo a lo analizado en la sección del estado del arte internacional en materia de ESS
(sección 3.9) para la provisión de servicios que permitan realizar una operación más segura, es
fundamental que los equipos de almacenamiento operen en línea con las necesidades de
seguridad del sistema. En este sentido, es posible operar el equipo en varios modos, como por
ejemplo, dejar al equipo operando con un determinado perfil de respuesta frente a
desbalances entre la oferta y la demanda (a través de alguna curva de respuesta en frecuencia
o droop), o mediante una consigna remota de control (a través del SCADA) sobre el equipo de
almacenamiento para poder establecer distintos perfiles de operación de acuerdo a las
necesidades del punto de operación, proveer capacidad de rampa y control de frecuencia
simultáneamente, etc. El Reino Unido, por ejemplo, presenta varios servicios que se pueden
coordinar mediante precios para la optimización de la operación de la unidad de
almacenamiento [15].
Con esto en mente, se establece una meta a futuro con el fin de instalar un portafolio óptimo
de tecnologías de almacenamiento en el sistema de manera que se pueda flexibilizar la
operación desde varias perspectivas y escalas de tiempo, y así facilitar el balance ofertademanda desde la ventana de respuesta inercial, hasta las horas y días.
7.3.3 Plan de acción de operación para control de generación flexible y
almacenamiento
El manejo de la generación también puede ser fortalecido a través de nuevas tecnologías. En
particular, se identifican los sistemas de control automático de generación (AGC) y sistemas de
almacenamiento como las alternativas disponibles en la actualidad. Las metas y acciones para
alcanzar su despliegue eficiente en el sistema eléctrico nacional se detallan a continuación.
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197
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 36 Metas operación automática y flexible
Metas
2020

(AGC) Existen equipos de almacenamiento y un AGC que permiten balancear de
manera segura y costo-efectiva la generación variable de fuentes renovables.
La idea principal consiste en que a largo plazo exista un portafolio óptimo instalado entre (i)
tecnologías flexibles e inteligentes (mencionadas anteriormente) y (ii) tecnologías
convencionales (e.g. transformadores, líneas, etc.) de manera de hacer eficiente y confiable
toda la actividad de operación del sistema mediante la entrega de varios servicios asociados al
uso de las distintas tecnologías.
Tabla 37 Plan de acción operación automática y flexible
Plan de Acción
Acción
Horizonte
Actores
Estudio de posicionamiento óptimo de 2016
sistemas de almacenamiento con control
local y remoto (dependiendo de la
aplicación) en el sistema nacional.
CDEC
Despliegue de normativa asociada 2016
Servicios Complementarios que propicie
la
instalación
de
sistemas
de
almacenamiento de manera costoefectiva.
CDEC
2016-2017
Implementación del AGC.
Academia
CNE
Academia
CDEC
Industria
Academia
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198
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
8 Prácticas y modelos matemáticos avanzados a
nivel de operación en Chile
El presente capítulo tiene por objetivo exponer y analizar la situación actual del sistema
eléctrico chileno en lo referente a prácticas y modelos matemáticos a nivel de operación.
Los tópicos discutidos corresponden a:
a. Las metodologías para la definición de la reserva (aspecto clave para alcanzar niveles
elevados de integración ERNC de manera segura y costo eficiente),
b. Modelos de optimización para la programación de la operación avanzados que
reconozcan de manera efectiva distintos aspectos técnicos y económicos relevantes en
el contexto de operación con ERNC variables.
c. Modelos de pronóstico ERNC
d. Mercado de servicios complementarios
En consideración de este diagnóstico y de la información levantada en la revisión del estado del
arte, se exponen metas y planes de acción enfocados en un desarrollo de prácticas y modelos
avanzados en el sistema eléctrico nacional, enfocados en el contexto de una alta penetración
de generación ERNC solares y eólicas, y la operación integrada de los sistemas SIC y SING.
8.1 Metodologías para la definición de la reserva
8.1.1 Descripción de la situación actual
En el contexto de la normativa vigente, es posible encontrar la Norma Técnica de Seguridad y
Calidad de Servicio (de ahora en adelante: NT de SyCS o NTSyCS) [1], en la cual se establece que
(artículo 6-43), cada Dirección de Operación (DO) de cada Centro de Despacho Económico de
Carga (CDEC) debe realizar anualmente el estudio “Control de Frecuencia y Determinación de
Reservas”, el cual tiene por objetivo verificar el cumplimiento de las exigencias para estándares
de seguridad y calidad de servicio expuestas en el capítulo N°5 de la NTSyCS, a través de:




La definición de los requerimientos de reserva para el Control Primario de Frecuencia
(CPF) y el Control Secundario de Frecuencia (CSF), necesarias para cumplir con los
estándares de SyCS de la presente NT.
La correcta asignación de las reservas entre las diferentes unidades generadoras
participantes del CPF y del CSF.
La evaluación del desempeño del Control de Frecuencia y la cantidad de recursos para el
Control de Frecuencia.
Las correcciones y ajustes necesarios a las políticas de seguridad operativa, toda vez que
existan riesgos de incumplimiento de los estándares de SyCS.
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199
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Según el artículo 6-44 de la NTSyCS, la reserva asignada para el CPF, bajo un Estado Normal de
operación en el sistema interconectado, se considera óptima desde un punto de vista
económico. Esto se debe a que el nivel de reserva surge de una solución que considera los
mayores costos de producción derivados de la operación de las unidades generadoras fuera del
óptimo económico, para mantener suficiente reserva para el CPF, y los costos evitados de
energía no servida (ENS) de corta duración, en los que se incurriría de no contar con esa
reserva.
De igual modo, el artículo 6-46 de la NTSyCS, establece que el porcentaje mínimo de reserva
requerido para el CPF, es aquel que permite evitar la pérdida de control del sistema
interconectado ante la imposibilidad de responder en tiempo para controlar las desviaciones de
la frecuencia nominal. Para esto, en el estudio se deberán representar desconexiones
intempestivas de generación y variaciones intempestivas de demanda en base a los datos
históricos existentes en los registros de la Dirección de Peajes (DP), en tanto estos sean
representativos de las perturbaciones a simular.
Como parte de los requisitos mínimos que el estudio debe abordar, en la NTSyCS se menciona
(artículo 6-48):
a. Para la demanda, se utilizará la previsión de demanda usada en la programación
de la operación para el período de 12 meses; la variación estimada de la
demanda con la frecuencia; y un registro de las variaciones intempestivas de
demanda que sea representativo de cada escenario.
b. Representación de la variación de la demanda con la frecuencia.
c. Para las unidades generadoras, se utilizará la última programación de la
operación de 12 meses.
d. Las tasas de indisponibilidad forzada y programada de las unidades generadoras
serán las que se encuentren vigentes en el CDEC.
e. Las tasas de indisponiilidad forzada y programada para las instalaciones del
sistema de transmisión (ST) serán las que se vayan acumulando mediante el
control estadístico que deberá desarrollar la DP.
f. Los costos variables de operación de centrales termoeléctricas, la previsión de la
producción de las centrales hidroeléctricas, el programa de mantenimiento
mayor actualizado, así como las restricciones técnicas de las unidades
generadoras y el ST, serán definidos por la DO, de acuerdo a los procedimientos
e información que se encuentre vigente en el CDEC.
g. El Costo de Falla de Corta Duración correspondiente al costo unitario de la ENS
de corta duración definido en la presente NT o el que en su reemplazo
determine la Comisión.
h. El estudio deberá contemplar la utilización de los Esquemas de Desconexión
Automática de Carga (EDAC) habilitados y los proyectados para el horizonte del
presente estudio, de acuerdo con lo determinado en el último Estudio EDAC.
Por otra parte, el artículo 6-50 precisa que la reserva secundaria será establecida en función del
mayor error estadístico en la previsión de la demanda y de las contingencias más probables.
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200
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Como se ha mencionado anteriormente, el propósito de la reserva primaria y reserva en giro
consiste en mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda eléctrica ante eventos
intempestivos de ocurrencia en el sistema, tales como: desconexiones de unidades de
generación, interrupciones de consumos mayores, entre otros.
El problema asociado a la determinación de reserva responde a aspectos técnicos y
económicos. Por un lado, está la necesidad de verificar que la entrega de la reserva sea factible
y no congestione la red en tiempo real, siendo consistente la ubicación de las reservas con la
ubicación de la necesidad de reserva (lugar donde se origina el desbalance) y los márgenes de
seguridad de la red. Por otro lado, si bien mayores niveles de reserva implican mayores niveles
de seguridad, esto podría representar también mayores costos de operación totales para el
sistema. En consecuencia, existe un trade-off técnico-económico asociado a la determinación
de los requerimientos óptimos de reserva.
8.1.1.1 Prácticas relevantes CDEC-SING
Acorde a las definiciones expresadas en el estudio publicado en la página web de la institución,
llamado “Estudio control de frecuencia y determinación de reservas (versión preliminar)”, de
diciembre del 2015 [2], se pueden extraer los siguientes temas relevantes a la definición de la
reserva para el SING.
A. Metodología para la definición de la reserva para el control secundario de
frecuencia
La reserva primaria se mide en ensayos específicos que aíslan el comportamiento de la unidad
de la respuesta del resto del sistema. El monto de reserva primaria resultante depende de las
características de la unidad, siendo relevantes aquellas asociadas al tipo de turbina y los ajustes
dispuestos en el regulador de velocidad, y en particular los ajustes de estatismo, banda muerta,
ganancias, constantes de control y saturaciones. El aporte de reserva primaria de cada unidad
generadora que opere interconectada al sistema, depende entre otros parámetros, del
despacho existente en el sistema y las condiciones de operación de la unidad en situación prefalla.
En el caso particular del SING, se consideran los siguientes aspectos asociados al CPF:





Todas las unidades generadoras sincrónicas presentes en el despacho participan en el
CPF.
Se establece una potencia máxima de despacho para cada unidad, inferior a su potencia
nominal, con el fin de asegurar la disponibilidad de reserva para realizar el CPF.
Los Coordinados informan los montos de reserva para CPF en función de las pruebas
realizadas a sus unidades generadoras, sin embargo, la DO puede modificar estos
valores en función del desempeño verificado en la operación de tiempo real.
Se mantiene el requerimiento mínimo de reserva para CPF de un 7% de la potencia
nominal bruta de la unidad. En el caso de las unidades que reemplazan su aporte al CPF
por equipos BESS, el requerimiento de reserva de cada unidad es inferior al 7%, de
manera que aporte a la reserva primaria en estado normal.
Los parques fotovoltaicos y eólicos deberán participar del CPF en el régimen de sobrefrecuencias, tal como lo indica la NT en su artículo 3-16 y siguiendo las especificaciones
indicadas en el estudio.
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201
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
La metodología utilizada para la obtención de la reserva destinada a CPF considera 3 etapas, las
cuales son expuestas en la Figura 61.
Figura 61: Metodología para la obtención de la reserva para el CPF. Fuente: [2].
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202
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Cada una de estas etapas observadas en la Figura 61 es explicada en [2], y son expuestas
brevemente a continuación:
Etapa 1:
El objetivo de esta etapa es obtener para cada escenario, el despacho económico y el costo de
operación respectivo.
Para ello, se simulan en PLEXOS 5 escenarios considerados (detalle en [2]), variando el nivel de
reserva de CPF, en un intervalo de 20 a 180 [MW], con pasos de 20 [MW].
De estas simulaciones se obtiene para cada uno de los 5 escenarios, lo siguiente:


Costo de Operación del sistema para cada nivel de reserva, el cual se pondera por la
representatividad de cada escenario.
Despacho económico y nivel de reserva, los que se utilizan en la siguiente etapa, para el
cálculo del Costo de Energía No Suministrada (CENS).
Etapa 2:
En esta Etapa se realiza el cálculo del CENS, para lo cual se utiliza una aplicación desarrollada en
el software MATLAB, que considera los siguientes aspectos:






Se calcula la ENS de cada uno de los escenarios obtenidos desde PLEXOS, considerando
la falla de cada una de las unidades despachadas, en cada hora del despacho.
Se toman consideraciones de tasas de falla de unidades.
Se considera una recuperación escalonada de la potencia fallada, asociada al EDAC
desconectado, de acuerdo a los montos de Reserva en Giro (RG) y Reserva Pronta
(RPronta), ambas disponibles en menos de 15 minutos, y por otro lado la Reserva
Detenida de Corto Plazo (RDCP) para 30, 60 y 90 minutos, que se encuentren
disponibles en el sistema.
Con lo anterior, se obtiene la ENS para cada monto de reserva, la cual se pondera por la
representatividad de cada uno de los escenarios simulados.
Finalmente, la ENS resultante se multiplica por el Costo de Falla de Corta Duración
(CFCD), definido en el artículo 1-18 de la NTSyCS, actualizado según Resolución Exenta
N° 561 de 30 de Octubre de 2015, y que es igual a 8,275 [USD/kWh] para el SING.
Por último, el monto de reserva óptimo para el sistema, se calcula sumando las curvas
de Costo de ENS más el costo de operación del sistema, para cada nivel de reserva.
Etapa 3:
En la última Etapa se realizará una verificación de la reserva óptima obtenida, utilizando el
software DigSilent, con el fin de verificar que la reserva obtenida cumple con los estándares de
recuperación dinámica del sistema, establecidos en la NTSyCS, y los criterios de diseño del
EDAC, indicados en [3]. De no ser así, se aumentará la reserva hasta que técnicamente cumpla
con los criterios señalados anteriormente.
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203
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 62: Costo de operación dado para cada reserva primaria modelada. Fuente: [2].
Figura 63: Costo de energía no servida dado para cada reserva primaria modelada. Fuente: [2].
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204
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 64: Costo total para cada reserva primaria modelada. Fuente: [2].
Los resultados obtenidos en la etapa 1 son presentados en la Figura 62, mientras que los
resultados obtenidos en la etapa 2 del estudio son expuestos en la Figura 63 y Figura 64. De la
etapa 2 se concluye que la cantidad óptima de reserva se obtiene a los 72 [MW], valor que
corresponde al mínimo de la curva representativa de la suma de los costos. Este valor considera
los aportes a la reserva entregados por los sistemas BESS de las centrales Norgener, Angamos y
Cochrane en los escenarios que les correspondan (es importante destacar que el aporte de los
BESS no reemplaza el monto comprometido para realizar CPF en estado normal por estas
unidades generadoras).
A continuación, durante la etapa 3, se procede a la verificación técnica del nivel de reserva
obtenido en la etapa anterior. Para esto, se verifica que se cumplan los criterios de diseño del
EDAC. Estos son:
a. Desconexiones en torno a 130-140 [MW] debieran ser contenidas con la operación del
primer escalón del EDAC por sub-frecuencia.
b. Desconexiones en torno a 150-170 [MW] debieran ser contenidas con la operación de
los dos primeros escalones del EDAC por sub-frecuencia.
c. Desconexiones de generación que varían entre 180-250 [MW], debieran ser contenidas
con la operación de los tres primeros escalones del EDAC por sub-frecuencia.
Al simular las fallas junto a los escalones de EDAC descritos anteriormente, para los distintos
escenarios de simulación en consideración, los resultados obtenidos en la etapa 3 muestran
que la cantidad de reserva determinada en la etapa 2 no es suficiente y que debe aumentarse a
por lo menos 92 [MW] para cumplir los estándares de la NTSyCS.
Se asume que la variación de demanda es directamente proporcional a la variación de
generación. Esta consideración se realiza dado que se toman los datos de generación total del
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205
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
SING en vez de los de demanda, ya que no se dispone del total de señales SCADA de esta última
variable. Con el fin de mantener el análisis libre de perturbaciones mayores se procede a filtrar
de la estadística aquellos valores que incluyen la participación de otros recursos generales de
control de contingencias, esto corresponde a:

Contingencias que involucren pérdidas de unidades generadoras, que dan origen a
condiciones de sub-frecuencia y/o operación del EDAC.
 Contingencias que involucren desconexiones de carga, que dan origen a condiciones de
sobre frecuencia y/o operación del Esquema de Desconexión de Generación (EDAG).
 Uso de Desconexiones Manuales de Carga (DMC).
 Desviaciones de demanda de gran magnitud que fueron corregidas en la operación de
tiempo real a través de un re-despacho de generación.
 Contingencias con desconexiones de consumo y/o de generación mayor o iguales a 20
[MW].
Dadas las características del CSF en el SING, se considera aceptable la utilización de una ventana
móvil de 5 minutos para el cálculo de la variación de la demanda. El cálculo de variación de
demanda se realiza tomando la diferencia entre el valor máximo y mínimo de generación
ocurrido durante el intervalo de tiempo, para cada uno de los datos rescatados. Así,
considerando un nivel de confianza igual al 97%, la variación de demanda para intervalos de
tiempo de 5 minutos del SING, son los siguientes:
𝐷[𝑡,𝑡+5min]+ = 37,1 [𝑀𝑊]
𝐷[𝑡,𝑡+5min]− = 5 [𝑀𝑊]
Donde:
𝐷[𝑡,𝑡+5min]+ : Variación de aumento de demanda para un intervalo de 5 minutos.
𝐷[𝑡,𝑡+5min]− : Variación de disminución de demanda para un intervalo de 5 minutos.
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206
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 65: Variación de la demanda para intervalos de 5 minutos. Fuente: [2].
Por lo tanto, de los 92 [MW] que se exigen ante contingencia en el punto anterior, al menos 37
[MW] deben ser aportados íntegramente por las unidades del sistema, sin considerar los BESS
de Angamos, Andes y Cochrane.
Adicionalmente, el estudio incluye una sección que analiza la participación de las centrales
eólicas y solares dentro del CPF, ya que por NTSyCS estas tecnologías deben contar con un
controlador de frecuencia/potencia en su punto de conexión al sistema que permita, entre
otras cosas:


Restringir proporcionalmente la potencia inyectada de acuerdo a un valor de estatismo
ajustable, para excursiones de la frecuencia que superen los 50,2 [Hz].
El estatismo será ajustable de forma de anular la inyección de potencia cuando la
frecuencia alcance valores en el rango 50,5 y 52 [Hz].
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207
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING

Informe Final
Controlar la tasa de crecimiento de la potencia inyectada al ST ante incrementos súbitos
de la generación disponible, limitándola a no más de 20% de la capacidad nominal del
parque por minuto.
Esta simulación se realiza en Digsilent y contempla 5 minutos de duración, la Figura 66 muestra
como contribuyen estas centrales al CPF reduciendo el tiempo de respuesta ante variaciones de
frecuencia. Donde La curva azul representa el caso en que los parques ERNC no participan del
control de frecuencia, mientras que la curva roja representa el caso en que los parques ERNC
tienen activo el control Frecuencia/Potencia.
Figura 66: Frecuencia en la barra Crucero 220kV. La curva roja y azul representa el caso con y sin el aporte de las
ERNC al CPF, respectivamente. Fuente: [2].
B. Metodología para la definición de la reserva para el control secundario de
frecuencia
De acuerdo a lo establecido en el artículo 6-50 de la NT, la reserva para el CSF será establecida por la DO
en función del mayor error estadístico en la previsión de la demanda y de las contingencias más
probables. Dado que las mayores desviaciones se dan entre la generación programada y la
generación real, se ha incorporado al análisis la participación de tecnologías variables de
generación, con el fin de evitar (en la medida que sea eficiente) el despacho de unidades de
partida rápida para el CSF, que podría resultar más costoso.
Dentro de la información utilizada en el análisis se filtran los datos históricos que incluyan
alguno de los siguientes fenómenos:


Contingencias que involucren pérdidas de unidades generadoras, que dan origen a
condiciones de sub-frecuencia y/o operación del EDAC.
Contingencias que involucren desconexiones de carga, que dan origen a condiciones de
sobre frecuencia y/o operación del EDAG.
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208
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING


Informe Final
Uso de Desconexión Manual de Carga (DMC).
Desviaciones de demanda de gran magnitud que fueron corregidas en la operación de
tiempo real a través de un re-despacho de generación.
Antes de definir la reserva secundaria se determinan 2 bloques de operación, los cuales son
construidos a partir de las características de generación de las centrales, en especial de las
centrales con generación variables. Los bloques definidos son:


Horario punta: de 17:00 hrs a 00:59 hrs.
Horario valle: de 01:00 hrs a 16:59 hrs.
El horario punta se ha definido considerando el horario en que la generación de las ERNC
comienza a disminuir, por lo que es necesario contar con una reserva en giro superior al resto
del día, con el fin de compensar esta disminución de generación.
Por otra parte, el horario valle se ha definido a contar de la hora desde que la generación de los
parques ERNC no es significativa.
Dado lo anterior, se obtiene un requerimiento de reserva en giro para CSF de 97 [MW] y 112
[MW] para los bloques de punta y valle respectivamente, para desviaciones en donde la
demanda real es superior a la programada, y de 129 [MW] y 154 [MW] para los Horario punta y
Horario valle respectivamente, para desviaciones en donde demanda real es inferior a la
programada.
Finalmente, del estudio [2] se pueden extraer las siguientes conclusiones para determinación
de la reserva necesaria para el CPF y el CSF del SING.
Requerimientos para CPF




El requerimiento de reserva mínima en el sistema para realizar el CPF ante falla, es de
92 [MW]. Este monto será aportado por la suma de la reserva primaria de cada unidad
generadora síncrona que se encuentra despachada, o el Equipo de Compensación de
Energía Activa que se encuentre habilitado para dicho fin.
El requerimiento de reserva mínima en el sistema para realizar el CPF en operación
normal es de 37 [MW]. Este monto será aportado exclusivamente por la suma de la
reserva primaria de cada unidad sincrónica que se encuentre despachada.
Todas las unidades generadoras, deben participar en el CPF. Para esto, deberán ser
despachadas en una potencia tal que les permita preservar su capacidad para realizar
dicho control, manteniendo una reserva de al menos un 7%. Dicho porcentaje podrá ser
distinto en aquellas unidades cuyo aporte de reserva primaria es realizado mediante
Equipos de Compensación de Energía activa.
Los parques eólicos y fotovoltaicos deben participar en el CPF en el régimen de sobre
frecuencias, para lo cual deberán ajustar sus controladores de Frecuencia/Potencia con
un estatismo tal que sean capaces de restringir su inyección de potencias para
frecuencias entre 50,2 [Hz] y 52 [Hz].
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209
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Requerimientos de CSF






La reserva en giro necesaria para realizar CSF se ha dividido en dos bloques horarios
durante el día, esto debido a las crecientes desviaciones de demanda que se presentan
en el sistema y el efecto de la incorporación de bloques cada vez más significativos de
generación del tipo ERNC.
El monto de reserva en giro para el Horario de punta (17:00 hrs. – 00:59 hrs.) requerido
por el sistema es de 112 [MW] para aumentar generación y de 154 [MW] para disminuir
generación.
El monto de reserva en giro para el Horario de valle (01:00 hrs. – 16:59 hrs.) requerido
por el sistema es de 97 [MW] para aumentar generación y 129 [MW] para disminuir
generación.
Los niveles de reserva definidos para los horarios de punta y valle permitirán soportar
las desviaciones de demanda real con respecto a la programada, así como la salida de
los parques eólicos y fotovoltaicos durante la noche, dada la naturaleza de éstos.
La tasa de subida/bajada de carga requerida por el sistema es de al menos 2,7
[MW/min]. Esta tasa considera un seguimiento de las variaciones de la demanda en
forma manual, dada una ventana móvil de 15 minutos.
La Reserva CSF para contingencia requerida es de 175 [MW], la que debe ser cubierta
por la suma de la reserva pronta y la reserva detenida de corto plazo. Esta reserva
permite contar con un monto de reserva de partida rápida para cubrir contingencias, y
recuperar la capacidad del sistema para realizar control de frecuencia, logrando
normalizar los niveles de reserva para CPF y CSF.
Es necesario mencionar que el estudio incluye adicionalmente una sección que analiza el
desempeño de los valores definidos como reserva, y los aspectos mejorables de su operación;
además de un análisis de los posibles servicios complementarios que se puedan usar y las
complicaciones sobre el uso del control de frecuencia que se han registrado en la realidad.
8.1.1.2 Prácticas relevantes en el Centro de despacho económico de carga del SIC
Acorde a las definiciones expresadas en el procedimiento publicado en la página web de la
institución llamado “Estudio control de frecuencia y determinación de reservas” de mayo del
2015 [4], se pueden extraer los siguientes temas relevantes a la definición de la reserva para el
SIC.
En la NTSyCS se establecen los requerimientos mínimos de información necesaria para
establecer la reserva primaria y secundaria. Por otra parte, en [4] se emplean antecedentes
específicos adicionales tales como:


Históricos: tasa de falla acumulativa de la salida de las unidades de generación al 31 de
diciembre de 2014, registros de la generación total con intervalos de 10 segundos, el
despacho de generación real y generación programada correspondiente al año 2014.
Vigentes: Esquema de EDAC, base datos empleada por el PLP y el PowerFactory
DIgSILENT.
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210
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING

Informe Final
Futura: Predicción de la demanda del año hidrológico abril 2015 - marzo 2016, y plan de
obras de generación y transmisión presentado por la CNE en la fijación de precios de
nudos del Octubre de 2014.
A. Metodología para la definición de la reserva para el control primario
de frecuencia
La primera arista analizada corresponde a la variación de la demanda la cual tiene múltiples
orígenes, considerando sucesos relativamente periódicos propios del comportamiento de la
demanda de la industria, como por ejemplo: la operación de las plantas de laminación, las
industrias de fabricación del acero, entre otros. Así como también, sucesos directamente
impredecibles como la conexión o desconexión de alimentadores o líneas de transmisión.
La metodología usada por el CDEC-SIC establece la siguiente ecuación como referencia
estadística para considerar el 95% de las variaciones intempestivas como parte de la reserva:
[𝑃𝑅𝑎𝑛𝑑(−) , 𝑃𝑅𝑎𝑛𝑑 (+) ] = [𝑃𝑅𝑎𝑛𝑑𝑀𝑒𝑑𝑖𝑜 − 1.96 ⋅ σ, 𝑃𝑅𝑎𝑛𝑑𝑀𝑒𝑑𝑖𝑜 + 1.96 ⋅ σ]
Donde:
𝑃𝑅𝑎𝑛𝑑𝑖 = 𝑃𝐼𝑛𝑠𝑡𝑖 − 𝑃𝐹𝑖𝑙𝑡𝑖
Donde los valores 𝑃𝑅𝑎𝑛𝑑𝑖 son positivos y negativos, con un valor medio cercano a cero y
donde 𝑃𝐹𝑖𝑙𝑡_𝑖 se define de la siguiente forma:
∑𝐿𝑘=−𝐿 𝑃𝐼𝑛𝑠𝑡𝑖+𝑘
𝑃𝐹𝑖𝑙𝑡𝑖 =
2𝐿 + 1
El término anterior se define alternativamente como la tendencia lineal de los registros de
tiempos dados, donde los términos se explican en detalle a continuación.
𝑃𝐼𝑛𝑠𝑡𝑖
: Registro de generación de potencia total instantánea del registro “i”.
𝑃𝐹𝑖𝑙𝑡𝑖
: Registro de generación de potencia total instantánea filtrada del registro “i”,
corresponde a la parte de la tendencia de la demanda.
𝑃𝑅𝑎𝑛𝑑𝑖 : Registro de generación total instantánea aleatoria del registro “i”, corresponde a
la parte de fluctuaciones aleatorias que experimenta la generación del sistema
ante las fluctuaciones aleatorias de los consumos.
En base a los resultados obtenidos, el estudio recomienda que la reserva asociada a las
variaciones naturales y aleatorias de los consumos debe ser de ± 57 MW [4], valor que no
considera las variaciones causadas por efecto de maniobras operacionales.
Tabla 38 Resultados recomendados de reserva por efecto de la demanda. Fuente: [4]
Periodo
Valores Estadísticos en MW
Promedio
Desviación estándar
Reserva CPF
0
29
±57
01 al 31 de Dic.2014
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211
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
La segunda arista a definir corresponde la cantidad de reserva considerada para manejar la
variación en la generación. Este valor es obtenido como aquel que minimiza el costo de la
operación y la energía no suministrada debido al desprendimiento de carga por
EDAC o de corto plazo, bajo un horizonte de 12 meses
La metodología aplicada en el estudio de mayo del 2015 [4] requiere la determinación de lo
siguiente:
a) La previsión de la demanda total del SIC y de los consumos por barras a través de una
curva de duración con cinco bloques y con etapas semanales en un horizonte de 12
meses del año hidrológico 2015, esto es, abril 2015 a marzo 2016, para su utilización en
el programa de programación de la generación de largo plazo PLP.
b) El costo de operación anual esperado en función de la reserva de potencia destinada
para el CPF asociado a la pérdida de generación.
c) La tasa de falla equivalente anual expresada en fallas/h de las unidades de generación
existentes y de las que entran en servicio en el período de evaluación.
d) El monto de carga desprendida por el EDAC en función de la reserva de potencia
destinada para el CPF asociado a la pérdida de generación.
e) Tiempo de recuperación del servicio en función del monto de carga desprendido por el
EDAC y de la reserva pronta disponible.
f) La energía no suministrada y su costo (por actuación del EDAC) en función de la reserva
de potencia destinada al CPF.
g) El costo total de operación más el costo de la energía no suministrada en función de la
reserva de potencia destinada al CPF.
h) Identificación de la reserva de potencia óptima, para la cual el costo determinado en la
etapa anterior es mínimo.
i) Análisis del comportamiento dinámico del sistema para una de las contingencias más
críticas, en términos del monto de la pérdida de generación, en escenarios de demanda
máxima y mínima con reserva de potencia óptima para el CPF.
Los siguientes diagramas (Figura 67 y Figura 68) describen esquemáticamente el procedimiento
utilizado para construir las curvas que relacionan el sobre costo de operación y el costo de ENS
para distintas magnitudes de reserva y, a partir de estos, determinar la magnitud de reserva
económicamente óptima relacionada con las desconexiones forzadas o pérdidas intempestivas
de generación.
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212
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 67: Diagrama de flujo de reserva óptima para CPF para variaciones en generación. Parte 1. Fuente: [4].
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213
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 68: Diagrama de flujo de reserva óptima para CPF para variaciones en generación. Parte 2. Fuente: [4].
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214
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Finalmente, este estudio [4] señala que el modelo probabilístico que simula las fallas de las
unidades de generación con el fin de estimar la ENS, no considera las variaciones del consumo
con la frecuencia y la tensión, ya que una vez restablecidos los valores de frecuencia y de
tensión de régimen permanente, la magnitud de los consumos no presentan cambios
significativos. En consecuencia, se asumirá desprendimiento de carga por EDAC toda vez que la
potencia generada de la unidad sujeta a falla sea superior al monto de reserva de potencia
utilizado. De esta forma, se procederá al desprendimiento de un número suficiente de
escalones de carga cuya magnitud de potencia total permita restablecer al menos el equilibrio
entre la generación y la demanda.
B. Metodología para la definición de la reserva para el control
secundario de frecuencia
El sistema necesita la reserva secundaria para restablecer el estado normal de operación
después de una contingencia. Este servicio es prestado por unidades de generación con
reguladores de velocidad manuales o automáticos y está enfocado en respaldar al sistema bajo
el mayor error estadístico que se tiene en la previsión de la demanda.
El valor de la reserva trata de compensar el error estadístico que se da entre el incremento de
la generación horaria programada y el incremento de la generación real entre horas sucesivas,
donde aquellos registros históricos utilizados en la comparación no incorporan eventos que
involucren perdidas de generación originadas por fallas del sistema.
Finalmente, el rango de validez del error estadístico con un intervalo de tolerancia del 95%, se
define como sigue:
[𝐸𝑃𝑟𝑒𝑣𝑖 (−) , 𝐸𝑃𝑟𝑒𝑣𝑖 (+) ]
[𝐸𝑃𝑟𝑒𝑣𝑖𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 − 1,96 ⋅ 𝜎, 𝐸𝑃𝑟𝑒𝑣𝑖𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 + 1,96 ⋅ 𝜎]
Donde la desviación estándar del error de previsión de generación horario se define como:
𝜎=√
2
∑𝑁ℎ
ℎ=1(𝐸𝑃𝑟𝑒𝑣𝑖ℎ − 𝐸𝑃𝑟𝑒𝑣𝑖𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 )
𝑁ℎ − 1
El error de previsión de generación horario, se describe de la siguiente forma:
𝐸𝑃𝑟𝑒𝑣𝑖ℎ = (𝐺𝑅𝑒𝑎𝑙ℎ − 𝐺𝑅𝑒𝑎𝑙ℎ−1 ) − (𝐺𝑃𝑟𝑜𝑔ℎ − 𝐺𝑃𝑟𝑜𝑔ℎ−1 )
Dados los siguientes términos:
ℎ
: Índice de notación de hora “h” con h=1,2,…,8.760.
𝐺𝑅𝑒𝑎𝑙ℎ
: Generación real del SIC en hora “h”, en MW.
𝐺𝑃𝑟𝑜𝑔ℎ
: Generación programada del SIC en hora “h”, en MW.
𝐸𝑃𝑟𝑒𝑣𝑖ℎ
: Error de previsión incremental de generación en hora “h”, en MW.
𝑁ℎ
𝐸𝑃𝑟𝑒𝑣𝑖𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜
: número de registros, Nh=8.760
: Error medio de previsión de la generación.
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215
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
En base a los análisis descritos anteriormente, fue posible definir para el periodo comprendido
entre el 1 de enero y el 31 de diciembre del 2014, el siguiente gráfico que representa el error
de previsión de la demanda.
Figura 69: Frecuencia del error de previsión de la demanda. Fuente: [4] .
Por lo tanto, del gráfico es posible analizar estadísticamente el error de previsión de la
demanda, mencionándose en el estudio que el valor medio obtenido es igual a -0,013 [MW]
con una desviación estándar de 71,2 [MW], y el error estadístico de la demanda es de ±141
[MW] en un intervalo de confianza del 95%.
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216
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 70: Error de previsión de la demanda del año 2014. Fuente: [4].
Finalmente, a nivel técnico y con los resultados expuestos en la tabla anterior, el estudio
propone que se deben emplear 2 montos de reserva para el CSF: ±124 [MW] entre las 01:00 y
las 18:00 horas, y ±188 [MW] en el intervalo de las 18:00 hasta las 01:00 horas.
Estos datos son contrapuestos con el análisis económico realizado con el software PLP, el cual
emplea como datos de entrada los afluentes semanales de las centrales, las curvas de costo
futuro de los embalses, el programa de mantenimiento mayor y las reservas de potencia
necesarias para CPF y CSF, entre otros parámetros relevantes y entrega como resultado la
siguiente curva de costos de operación del sistema (Figura 71).
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217
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 71: Costo de operación del SIC según la reserva utilizada. Fuente: [4].
En la metodología utilizada en la definición del costo de la energía no servida (ENS) bajo la
ejecución de EDAC, se utiliza el software Digsilent, que corresponde a un programa de
simulación de transitorios electromecánicos de estabilidad de frecuencia el cual cuenta una
base de datos publicada en la página del CDEC SIC.
Esta herramienta determina la cantidad de carga desconectada debido a la operación de relés
de baja frecuencia originada sólo por el déficit de reserva para CPF ante la desconexión
intempestiva de unidades de generación con diferentes escenarios de reserva, y bajo otras
condiciones particulares que se detallan en el estudio.
Bajo esta metodología se obtiene una curva de costos de energía no suministrada en función de
la reserva para CPF, que se expone en la Figura 72.
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218
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 72: Costo de energía no suministrada en función de la reserva primaria. Fuente: [4].
Con el fin de tomar en cuenta el aporte que podría realizar la reserva en giro asignada al CSF a
la reserva primaria, se emplea un modelo aleatorio, basado en el método de Monte-Carlo, de
reserva secundaria modulado por el error estadístico de predicción de la demanda. La
implementación de este modelo aleatorio permite la construcción de una nueva función de
CENS en función de la reserva primaria con aporte de la reserva secundaria. La ecuación
obtenida en [4] se presenta a continuación:
𝐶𝐸𝑁𝑆𝑖𝑗 = 93,5293 ⋅ 𝑒 −0.0083716⋅[𝑅𝑖 −𝑅𝐶𝑆𝐹−𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟𝑗]
𝐶𝐸𝑁𝑆𝑖 =
∑1000
𝑗=1 𝐶𝐸𝑁𝑆𝑖𝑗
1000
Donde:
𝑅𝑖
: Reserva primaria [20, 40, 60, 80,…, 540, 560] MW.
𝑅𝐶𝑆𝐹
: Reserva para el control secundario de frecuencia, igual a 141 MW.
𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟𝑗
: Error positivo de la predicción de demanda. Este error se obtiene a partir de
la generación de valores aleatorios modulados por una función estadística
con distribución normal, derivada del error de previsión de demanda y
caracterizada con un valor medio igual a cero y desviación estándar igual +/69,4 MW. Sólo se consideran los errores aleatorios positivos o cero, debido a
que en esas circunstancias existirían excedentes de reserva secundaria para
aportar a la reserva para CPF.
Los resultados de los costos de energía no suministrada obtenidos para el ejercicio de mayo del
año 2015, son presentados a continuación (Figura 73).
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219
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 73: Costo de la ENS incluyendo la reserva de CPF y CSF. Fuente: [4].
Finalmente, se calculan los costos totales (incluyendo el costo de energía no servida) para los
casos con y sin aportes de CSF (Figura 74).
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220
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Figura 74: Costos totales para las distintas reservas simuladas usando CSF y sin CSF. Fuente: [4].
Bajo las consideraciones y supuestos descritos con anterioridad, el estudio señala que si no se
considera el aporte de la reserva secundaria, el margen de potencia destinada a entregar CPF
debería ser de 303 [MW]. Por otro lado, si se considera el aporte de la reserva secundaria, el
margen de potencia destinada a entregar CPF debería ser 221 [MW].
Estos valores son simulados y puestos a prueba al desconectar la unidad de mayor capacidad
instalada, que para el SIC corresponde al ciclo combinado San Isidro II de 393 [MW] donde se
demostró que este nivel de reserva cumple con lo estipulado en la NTSyCS. Así, se concluye que
para CPF se deben considerar 57 [MW] más 221 [MW], lo que da un total de 278 [MW] cuya
mayor parte se distribuye entre las centrales Ralco, Antuco y el Toro.
Finalmente, la mínima reserva en giro total (reserva primaria y secundaria) estipulada por el
estudio es del orden de ± 402 [MW] y ± 466 [MW] en los periodos horarios de menor y mayor
requerimiento de reserva respectivamente. Sin embargo, dadas las características técnicas
propias de las centrales y considerando situaciones propias de la operación, estos valores son
aumentados durante la mayor parte del tiempo con el fin de mantener la seguridad del sistema.
8.1.2 Análisis de la situación actual
En la situación actual, es posible encontrar una serie de procedimientos ad-hoc para la
determinación y ubicación de la reserva del sistema. Si bien, se puede considerar que las
prácticas actuales han sido adecuadas en el pasado, es importante mencionar que la operación
del sistema a futuro sufrirá varios cambios fundamentales que harán insostenibles las prácticas
actuales, tales como: la gran penetración renovable y la operación integrada de los sistemas SIC
y SING. En este contexto, la evidencia internacional es clara respecto a la necesidad de modelos
más complejos capaces de determinar de mejor manera los volúmenes y ubicación de reserva,
considerando además un marco más integrado entre los estudios de estabilidad y las decisiones
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
221
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
económicamente eficientes del despacho económico. El equipo del Centro de Energía reportó
ampliamente esta problemática en su informe “Zonificación del Sistema Eléctrico Nacional
Chileno para Optimizar su Despacho Económico y Seguro”, entregado a CDEC-SING en
noviembre de 2015 [5].
Otro aspecto importante que se identificó tanto por el CE-FCFM como por los entrevistados
(Anexo B) es el rol del análisis económico en la determinación de las reservas. No es claro para
los coordinados que la práctica actual, consistente en determinar el volumen de reservas
mediante un análisis económico costo-beneficio, esté fundamentalmente correcta. En este
contexto, existe una percepción negativa de esta práctica. En opinión del Centro de Energía, el
problema actual con esta práctica está más relacionado con su implementación (que no
contempla un apropiado diseño de mercado) que con sus fundamentos. En otro ámbito, los
coordinados tienden a comparar la práctica nacional con la experiencia internacional donde se
ha generalizado el uso de un criterio estricto N-1, el cual prohíbe el corte de demanda
involuntario ante la falla de un generador (esto también es así en el SIC). Así, dada esta
restricción, la operación del sistema tiene que ser la más económicamente posible y en este
contexto sería posible definir mercados donde la demanda pueda contribuir voluntariamente a
cumplir con el criterio N-1 mediante la negociación/subasta de contratos con remuneraciones
adecuadas y que (más que) recuperen los costos incurridos por los consumidores en proveer el
servicio.
Finamente, es posible observar un sinnúmero de diferencias entre las reglas ingenieriles (adhoc) tanto en el SIC como en el SING las cuales requerirán de una urgente armonización en el
corto plazo para hacer la operación del sistema interconectado lo más eficiente y segura
posible.
8.1.3 Metas y acciones de corto, mediano y largo plazo
En las secciones 4.1, 4.2 y 4.3 se revisaron tres aspectos relacionados a la función de
determinación de reserva por parte del operador del sistema, los cuales abarcan aspectos
particulares, tales como: la determinación probabilística de reservas, la localización de reservas
y la co-optimización entre el despacho de energía y reserva.
En Chile, la gran penetración esperada de energía renovable ha sido una de las varias razones
que está gatillando la necesidad de actualizar los procedimientos de determinación de reserva,
la normativa y la operación del sistema. Con el fin incorporar las nuevas tecnologías y de
mantener la seguridad en pos de una unificación del sistema eléctrico, es necesario actualizar y
homogeneizar las metodologías y las herramientas para la obtención de la reserva a nivel
nacional, incrementar la periodicidad de la realización del estudio y fortalecer los criterios de
seguridad que se deben aplicar.
A nivel internacional, los principales operadores de sistemas definen sus requerimientos bajo
diferentes criterios, algunos como el caso de Soder [8] proponen mantener un requerimiento
predefinido de reserva, el cual es determinado off-line y ajustado para el sistema. Sin embargo,
dicha metodología fija la reserva para todos los periodos de optimización, siendo sub-óptimos
al programar reserva. Mientras que, algunos como el caso de Black y Strbac en [9] proponen
requerimientos dinámicos de reserva los cuales deben ser crecientes mientras mayor sea la
capacidad eólica instalada. Por otra parte, es necesario determinar un portafolio óptimo entre
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
222
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
requerimientos de reserva en giro y pronta con el fin de reducir aún más los costos de
operación.
En el MISO (sección 4.3) se utiliza un software desarrollado internamente, el cual puede
representar el comportamiento del mercado de energía y de servicios auxiliares de regulación
de frecuencia y de reserva, generando varias ventajas (Ver Tabla 7). Entre las cuales se
menciona la mejor distribución de los recursos destinados a la reserva y la una mejor utilización
de las centrales con fuentes variables.
En Chile, la NTSyCS no exige la utilización de un criterio “N-1” estricto dentro del proceso de
determinación de reserva, sino que permite que dicho criterio sea contrastado
económicamente con la alternativa de no suministrar demanda, permitiendo que al momento
de determinar la reserva primaria ésta considere la desconexión de carga como una alternativa.
A la luz de la experiencia internacional, esto no constituye una práctica estándar. Un ejemplo
de aplicación de este criterio se puede encontrar en la descripción del mercado de servicios
auxiliares de MISO [7], dónde la reserva en giro incluye un criterio “N-1” estricto y no son
considerados desprendimientos involuntarios de carga. Es por ello que se plantea la siguiente
acción en el corto plazo:

Incluir el criterio “N-1” estricto dentro del criterio de determinación de reservas y dejar
la desconexión de carga (involuntarias) como herramienta de recuperación para fallas
más profundas (N-2). Cortes de carga voluntarios se pueden considerar para cubrir
contingencias N-1 una vez exista un contrato y una remuneración adecuada.
Un segundo elemento que resulta necesario analizar corresponde a las diferencias ya descritas
a lo largo de este capítulo entre las metodologías utilizadas por cada operador del sistema, en
el contexto de la interconexión de los sistemas SING-SIC. Es por ello que resulta fundamental en
el corto plazo que se realice la siguiente acción:

Armonizar los criterios de determinación, ubicación y aplicación de reserva para todo el
sistema interconectado nacional.
8.1.3.1 Modelos probabilísticos para la determinación de reserva
Actualmente, las metodologías de determinación de reserva no son realizadas de manera
dinámica, ni de manera coordinada con el despacho, ni tampoco incluyen los errores de
pronósticos de la generación renovable ERNC. De acuerdo a lo revisado en la sección 4.3, en el
contexto internacional, los operadores de red han incluido dentro de la determinación de la
reserva la incertidumbre en los pronósticos de generación ERNC. La forma de incluir dicha
incertidumbre puede ser a través del aumento de la reserva calculada de forma determinística,
o bien a través de un cálculo probabilístico asociado a la necesidad de reserva. En cualquiera de
los dos casos, es posible plantear una meta general a largo plazo:

Incluir la incertidumbre de pronóstico de la demanda y de la generación ERNC, dentro
del proceso de determinación de reserva y coordinarlo con los requerimientos de
energía del sistema de manera dinámica (hora a hora).
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223
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
8.1.3.2 Modelos de localización de las reservas y áreas de control
Una vez determinados los volúmenes necesarios para proporcionar reserva al sistema, es
necesario localizarlos de manera que éstos puedan responder (en tiempo real) sin congestionar
la red de trasmisión cuando efectivamente la reserva sea utilizada. En la sección 4.2 se explica
el marco metodológico que utilizan los operadores de Estados Unidos para mantener la
operación en distintas áreas de reserva del sistema. En la realidad chilena esto deberá ser
considerado en el contexto de la interconexión SING-SIC. El no incluir zonas de reserva dentro
del sistema limita la respuesta en tiempo real (debido a las congestiones que se pueden crear
en una situación post-falla) y los niveles de seguridad, haciendo toda la actividad de generación
más ineficiente. Considerando lo anterior, la meta a largo plazo propuesta es la siguiente:

Incluir dentro de los procesos de operación la utilización de zonas de reserva y contar
con una metodología de localización de reservas acorde a dichas zonas.
Finalmente, el resumen de las metas que se esperan lograr para los próximos años, y que
tienen por objetivo aplicar un mayor rango de consideraciones para la determinación de los
diferentes aspectos de la reserva, son los siguientes:
Tabla 39 Metas definidas para mejorar la determinación de la reserva
Metas
2020



Existen criterios armonizados de determinación, ubicación (incluyendo zonas de
reservas) y aplicación de reserva para todo el sistema interconectado nacional.
Se cuenta con un criterio “N - 1” estricto (i.e. sin cortes forzados, pero con
participación voluntaria y contractual de la demanda) para la determinación de
reservas. Se abandona la desconexión de carga (involuntaria) como herramienta
para enfrentar fallas de generación. Se consideran cortes de carga voluntarios para
cubrir contingencias N – 1 en operación y diseño, existiendo contratos (de corto
plazo para la operación y de largo plazo para la inversión) y remuneraciones
adecuadas.
La incertidumbre de pronóstico de la demanda y de la generación ERNC (agregado a
nivel sistémico, reconociendo las correlaciones entre los pronósticos individuales) se
reconoce dentro del proceso de determinación de reserva mediante el uso de
modelos sofisticados que permiten minimizar el costo de operación del sistema.
Tabla 40 Plan de acción para mejorar la definición de la reserva
Plan de Acción
Horizonte
Acción
Horizonte
Realizar estudios con el objetivo de definir las 2016
condiciones que debe considerar la nueva
metodología de determinación de la reserva.
Actores
Actores
Min. Energía
CNE
CDEC
SEC
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
224
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Industria
Academia
Investigar la aplicabilidad de este criterio a nivel 2016
técnico y económico, estableciendo las principales
barreras dado el estado actual del sistema eléctrico
nacional.
Min. Energía
CNE
CDEC
SEC
Industria
Academia
Investigar metodologías para la definición de zonas 2016
de reserva dentro del sistema.
CDEC
Investigar metodologías
localización de reservas.
CDEC
y
modelos
para
la 2016
Estudiar las consecuencias a nivel de estudios de 2016
estabilidad de la zonificación de reserva.
Academia
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
Identificar los tramos de transmisión congestionados 2016-2017
pre y post falla, para efecto de localización de la
reserva.
Investigar mecanismos de remuneración y cobros por 2017
servicios complementarios asociados al aporte en
reserva con pronósticos.
Estudiar la posibilidad de contar con zonas de 2017
reserva dinámicas.
Definir remuneraciones y cobros por servicios 2017-2018
complementarios asociado al aporte en reserva.
Modificar la normativa existente para establecer los 2018-2019
lineamientos generales de este criterio, definiendo
los deberes y derechos de cada entidad asociada.
Crear modelos y herramientas que consideren todas 2017-2020
las condiciones establecidas en la nueva
metodología.
Generar un plan de acción que permita aplicar las 2018-2020
nuevas restricciones de operación en el corto y
mediano plazo.
CDEC
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Academia
Min. Energía
CNE
Academia
Min. Energía
CNE
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
225
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Desarrollar y aplicar un modelo propio de pronóstico 2017-2020
de generación y de demanda que permita alimentar
una metodología para la determinación de reserva.
SEC
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Desarrollar y aplicar un modelo de determinación de 2017-2020
reserva que incluya la incertidumbre de los
pronósticos de demanda y generación.
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Incluir dentro de las decisiones de operación del 2020
sistema el uso de zonas de reserva.
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
Desarrollar y aplicar un modelo que permita calcular 2017-2020
y localizar las reservas de las distintas zonas del
sistema.
CDEC
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Estudiar la sinergia entre la determinación de 2020
reservas por criterio de incertidumbre en los
pronósticos de generación ERNC y por criterio “N-1”.
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Academia
8.2 Modelos de optimización del mercado eléctrico
8.2.1 Descripción de la situación actual
El mercado eléctrico chileno de generación se basa en una estructura tipo pool obligatorio con
costos declarados y auditables. A diferencia de lo que ocurre en otros mercados, no se permite
a las empresas la declaración de ofertas (i.e. bidding) con el fin de evitar posibles prácticas de
poder de mercado [5]. La programación del sistema eléctrico está a cargo del CDEC
correspondiente, quien cumple la función de operador del sistema. El CDEC tiene la función de
asegurar la operación de mínimo costo esperado del sistema, labor que realiza mediante el uso
de herramientas y modelos matemáticos de optimización.
En su versión más simplificada (e.g. uninodal y térmica), el problema de programación de la
operación o despacho económico se puede formular de la siguiente manera [6]:
𝑁𝐺
𝑁𝐻
min ∑ 𝑏𝑖 (∑ 𝐺𝑖𝑗 )
𝑖=1
𝑗=1
Sujeto A:
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226
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
∑𝑁𝐺
𝑖=1 𝐺𝑖𝑗 = 𝐷𝑗 ;
𝑗 = 1, … , 𝑁𝐻
𝐺𝑖𝑗 ≤ 𝑃𝑚𝑎𝑥 𝑖 ;
𝑖 = 1, … , 𝑁𝐺 , 𝑗 = 1, … , 𝑁𝐻
𝐺𝑖𝑗 ≥ 0;
𝑖 = 1, … , 𝑁𝐺 , 𝑗 = 1, … , 𝑁𝐻
Informe Final
(𝜆𝑗 )
Donde:
𝑏𝑖
𝑃𝑚𝑎𝑥 𝑖
: Costo variable de operación de central i [US$/MWh].
: Capacidad de la central i [MW].
𝐺𝑖𝑗
: Generación de la central i en el bloque j [MW].
𝐷𝑗
: Demanda en la hora j [MW].
𝜆𝑗
: Variable dual asociada a restricción de abastecimiento demanda en la hora j (o
precio de la energía en la hora j) [US$/MWh].
Además, 𝑁𝐺 y 𝑁𝐻 representan el número de horas y el número de generadores
respectivamente. La solución óptima a este problema es equivalente a ordenar los generadores
de menor a mayor costo variable en una lista de mérito, donde el operador del sistema
despacha las unidades según el orden de la lista de mérito hasta cubrir la demanda en cada
período según se muestra en la Figura 75. El costo marginal del sistema, o precio de la energía
queda definido por el costo variable de la central más cara que se encuentra operando en una
hora determinada.
Figura 75: Despacho por orden de mérito
8.2.1.1 Modelos de simulación empleados en la actualidad
Para modelar/programar la operación del mercado eléctrico chileno, se utilizan principalmente
5 modelos: PLP, PCP, OSE2000, Plexos y DIgSILENT. El tamaño del mercado eléctrico no ha sido
lo suficientemente atractivo para el desarrollo de múltiples modelos de simulación, hecho que
también repercute directamente sobre las intenciones de invertir con el fin de actualizar las
herramientas existentes. En este caso, la empresa Colbún destaca por sobre el resto de las
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
227
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
empresas entrevistadas, en la búsqueda de uno o varios programas que contribuyan a mejorar
la comprensión del mercado nacional, quienes ya se encuentran en este momento
desarrollando una herramienta que los ayude a modelar el comportamiento de los caudales, así
como la problemática de las restricciones no convexas que son una de las principales
desventajas de los softwares actuales. A continuación se presenta una introducción de cada
uno de estos softwares, junto a sus capacidades y características.
A. Software Plexos
Programa utilizado a nivel mundial, creado por la empresa Energy Exemplar Pty Ltd., tiene la
capacidad de realizar la coordinación hidro-térmica de corto y largo plazo, y es utilizado
principalmente por las empresas del SING. Este modelo utiliza programación dinámica dual
estocástica o PDDE (SDDP en inglés), y tiene la capacidad de representar centrales hidráulicas,
térmicas y la red de transmisión. Tiene un visualizador de fácil acceso, y manejo de variables
técnicas y económicas.
Una de las grandes ventajas de Plexos sobre otros modelos es su capacidad de enlazar de forma
endógena problemas de expansión, coordinación hidro-térmica y operación de corto plazo;
generalmente cada software se encarga de resolver alguno de dichos problemas de forma
exclusiva. La principal desventaja de Plexos es que se trata de un software comercial, no
desarrollado particularmente para el sistema chileno; y por tanto presenta problemas para un
conjunto de necesidades específicas del sistema nacional. Además, su módulo de coordinación
hidro-térmica presenta desventajas algorítmicas importantes con respecto al modelo Brasileño
de SDDP, creado por la empresa PSR, el cual es más rápido y eficiente en el uso de los recursos
computacionales. Internacionalmente, Plexos ha recibido una crítica importante con respecto al
módulo del cálculo de precios spot de la energía cuando se enfrenta a restricciones de noconvexidad en el pre-despacho (e.g. mínimos técnicos, tiempos de encendido y apagado, etc.).
B. Software de Programación de Largo Plazo (PLP)
Este modelo multi-embalse y multi-nodo desarrollado por la empresa Colbún, fue creado con el
fin de realizar la coordinación hidro-térmica de largo plazo del SIC. La metodología de solución
está basada en programación dinámica dual estocástica o PDDE (o SDDP en inglés), y tiene la
capacidad de modelar el sistema hidráulico, además de las centrales térmicas y la red
transmisión. Últimamente, ha recibido una serie de actualizaciones que le permiten representar
de manera más adecuada los convenios de riego de los principales caudales; además se amplió
la cantidad de programas de optimización compatibles y la capacidad de paralelizar la
resolución del problema para utilizar recursos computacionales de mayor envergadura.
También, cuenta con la capacidad de representar otros detalles asociados a los contratos de
gas Take or Pay, siendo utilizado en el reporte del Centro de Energía para la Comisión Nacional
de Energía titulado “Análisis Económico del Despacho Eléctrico de Generadores con Contratos
de Suministro de Combustible GNL Take or Pay” [1].
C. Software de Programación de Corto Plazo (PCP)
Esta herramienta utilizada por el CDEC SIC, al igual que el PLP, fue desarrollada por la empresa
Colbún para establecer el despacho horario del sistema. Este software utiliza las salidas del PLP
como datos de entrada para encontrar la forma óptima de operar las centrales. Su metodología
de solución está basada en Programación Dinámica Dual Determinística (PDDD) y se pueden
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
228
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
obtener como resultados la programación semanal de centrales, costos marginales por nodo,
flujos de potencia, entre otros.
D. Software OSE2000
Este programa fue creado por la empresa consultora KAS Ingeniería S.A., y, al igual que el PLP,
fue desarrollado para modelar las condiciones particulares del SIC. Esta desarrollado con una
metodología PDDE o SDDP y es capaz de determinar una coordinación hidro-térmica de largo
plazo, incluyendo las restricciones hidráulicas, térmicas y de línea de transmisión. Este modelo
es utilizado principalmente por la Comisión Nacional de Energía para establecer las tarifas
eléctricas de sub-transmisión, peajes troncales, definir las recomendaciones de expansión de
generación y transmisión, y los precios nudos publicados en abril y octubre de cada año. A
pesar de ser un modelo equivalente al PLP en el mercado chileno, presenta importantes
desventajas respecto al manejo de las restricciones de riego y a los rebalses ficticios que
pueden resultar excesivamente altos.
E. Software DigSilent
Es un software creado por la empresa alemana PowerFactory DIgSILENT, enfocado en la
simulación dinámica y el análisis de estabilidad de sistemas eléctricos de potencia de pequeña y
gran escala, con un foco particular en flujos de potencia detallado AC. Esta herramienta
desarrollada con programación orientada a objetos bajo un entorno de C++ y base de datos,
tiene la capacidad de representar el sistema eléctrico en gran detalle permitiendo realizar
simulaciones dinámicas, de flujos de potencia, análisis de falla, flujos armónicos, entre otros.
Este nivel de detalle del sistema eléctrico produce que su espectro temporal sea muy limitado
(del orden de los segundos). Su uso está orientado al análisis técnico del sistema más que a su
operación económica.
8.2.2 Necesidades a futuro respecto a modelos de operación
En la actualidad, no existen modelos matemáticos para todas las actividades del CDEC y si bien
la optimización del despacho económico ha resultado satisfactoria en el contexto histórico, la
pregunta principal se asocia a su aplicabilidad al contexto futuro, particularmente con un
sistema interconectado a nivel nacional y con volúmenes importantes de generación renovable.
En particular, se debe tener en consideración lo siguiente:




Se requerirá de un mayor nivel de coordinación entre el despacho de la potencia y la
reserva de cada unidad, asegurándose que la ubicación de ésta no cause congestiones
en tiempo real cuando se hace uso de la reserva.
Se requerirá de un mayor nivel de coordinación entre el despacho de potencia activa y
reactiva, considerando la instalación de nueva infraestructura de red para eliminar la
necesidad de mantener unidades despachadas a mínimo técnico (e.g. por un problema
de voltaje) que pueden causar cortes de energía renovable.
Se requerirá la capacidad de modelar matemáticamente el efecto en el despacho de
nueva tecnología de red como FACTS, esquemas de protección especial (SPS), con un
control en tiempo real para aumentar la flexibilidad y los niveles de eficiencia del
despacho económico.
Se requerirá tener un mayor nivel de integración entre la modelación económica y de
estabilidad, ya que la mayor generación renovable sumado a la topología
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
229
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING


Informe Final
particularmente larga del sistema chileno impondrá desafíos importantes en la
operación estable y segura del sistema, la que no puede ser ignorada al momento del
despacho, ni solucionada mediante procesos heurísticos (que son generalmente
ineficientes económicamente).
Se requerirá tener un mayor nivel de coordinación entre la operación económica del
sistema eléctrico y la del uso de la infraestructura de gas natural. Existe una fuerte
interacción entre estos dos sistemas (sobre todo a nivel nacional, con la incertidumbre
hidrológica del SIC) que no puede ser ignorado en el despacho de las unidades de ciclo
combinado, ya que esto lleva a un despacho ineficiente y a entregar señales
equivocadas –particularmente en términos de alto riesgo- a los importadores de gas
natural (ver detalles en el reporte [1] del Centro de Energía).
Se requerirá contar con un mayor nivel de visibilidad en los modelos de lo que ocurre en
redes de menor voltaje, debido a que se espera una mayor participación de generación
distribuida a futuro, la cual puede afectar decisiones del operador del sistema nacional,
como por ejemplo: los niveles de reserva del sistema (tanto en el sentido de cuantificar
los niveles necesarios para lidiar con las variaciones de generación distribuida renovable
–i.e. demanda por reserva-, como para cuantificar el aporte de la distribuidora a
distintos servicios complementarios –e.g. oferta de reserva-).
8.2.3 Metas y acciones de corto, mediano y largo plazo
Dadas las condiciones encontradas en la situación actual, se definen las siguientes metas para
los próximos años:






Contar con un modelo que optimice de manera conjunta el despacho de energía y
reserva.
Contar con un modelo que optimice de manera conjunta el despacho de la potencia
activa y reactiva.
Contar con un modelo que optimice la utilización de la infraestructura destinada a
entregar flexibilidad al sistema.
Mantener la operación del sistema dinámicamente estable y seguro, bajo la topología
particularmente larga del sistema nacional, sumado a una mayor integración de
generación renovable.
Incorporar la operación de la red de gas dentro de la estructura de toma de decisiones
del operador eléctrico.
Ampliar la visibilidad del operador hasta las redes de distribución, para permitir el uso
de nuevas metodologías que complementen la oferta (o la necesidad) de reserva y la
ocurrencia de eventos que pueden afectar la seguridad de todo el sistema 44.
44
Un retiro importante desde la transmisión como una distribuidora puede representar una oportunidad de
brindar reservas mediante la gestión de la demanda o la misma generación distribuida, o demandar más servicios
complementarios desde el sistema principal en el caso que la generación distribuida no sea lo suficientemente
confiable. Además, en el caso de una caída importante en el sistema (falla de la unidad más grande), no es claro
cómo la caída en frecuencia producida por este evento afectaría el funcionamiento de la generación distribuida
(una desconexión de la generación distribuida durante una excursión de frecuencia puede agravar el problema
presente en el sistema principal).
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
230
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
En la Tabla 41 se exponen las metas definidas asociadas a la optimización del mercado eléctrico
nacional, mientras que en la Tabla 42 se presenta el plan de acción determinado para el
cumplimiento de las metas definidas.
Tabla 41 Metas definidas para mejorar la optimización del mercado eléctrico
Metas
2020




Se cuenta con un modelo que es capaz de optimizar de manera conjunta la energía y
la reserva, dadas las condiciones reales del sistema de generación (incluyendo
ERNC), de transmisión y demanda.
Se cuenta con un conjunto de modelos de planificación y operación de las redes de
transmisión en flujo simplificado DC y completo AC, que reconocen la existencia de
nuevas tecnologías flexibles (e.g. FACTS) y de protección (e.g. SPS), coordinando
varias actividades de despacho económico. Los modelos de planificación pueden
evaluar las ventajas de aprovechar economías de escalas e invertir en redes con
holguras versus los riesgos asociados a una toma de decisión bajo incertidumbre
donde las holguras pueden resultar con un bajo nivel de utilización en el futuro.
Además, los modelos pueden distinguir entre holgura para capacidad futura y
holgura por razones de seguridad de suministro.
Se cuenta con modelos que permiten mantener la operación del sistema económica,
estable y segura, reconociendo la topología alargada del sistema nacional y la
potencial integración de generación renovable que podría afectar los niveles de
inercia presentes en el sistema.
Se incorpora la operación de la red de gas dentro de la estructura de toma de
decisiones del operador del sistema eléctrico.
2025

Se cuenta con una visibilidad amplia del operador que incluye incluso las redes de
distribución, permitiendo el uso de nuevas metodologías que complementan la
necesidad y oferta de reserva, considerando también la presencia de generación
distribuida.
Tabla 42 : Plan de acción para mejorar la optimización del mercado eléctrico
Plan de Acción
Acción
Horizonte
Iniciar la elaboración de un modelo de 2016
planificación de la red que considere
nuevas
tecnologías,
aspectos
de
seguridad
e
inversión
Actores
CDECs
CNE
Academia
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
231
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
anticipativa/proactiva.
Establecer un presupuesto de largo plazo 2016 – 2017
dedicado a al proceso de desarrollo de
varios
modelos
ampliamente
representativo
Min. Energía
CNE
Academia
Realizar talleres con especialistas, que
ayuden a definir las características y los
parámetros principales que debe
considerar en los modelos de
optimización
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
2016 – 2017
Investigar herramientas y modelos que 2016 – 2017
permitan incluir las restricciones de la red
de gas en la operación del sistema.
Analizar las implicancias de cláusulas
especiales de suministro de gas dentro de
la operación del sistema eléctrico.
2016 – 2017
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
SEC
Industria
Academia
Análisis costo-beneficio de mantener 2016 – 2017
niveles de reserva de GNL para enfrentar
eventos excepcionales.
Min. Energía
CNE
CDEC
Academia
Incorporar nuevas tecnologías en la 2016 - 2020
modelación que permitan una mejor
visión en tiempo real de la red de
transmisión, de generación y de la
demanda.
Análisis costo-beneficio de realizar 2017 - 2018
almacenamiento virtual de gas en
embalses de agua (nivel de filtraciones de
embalses como parámetro crítico a
estudiar).
Establecer los derechos y deberes dentro 2017 – 2020
Min. Energía
CNE
CDEC
Academia
de la legislación chilena, respecto a estos
actores conectados a las redes de
distribución, incluyendo los pagos por
servicios complementarios.
Informar y apoyar a los actores de la 2017 – 2020
distribución de participar dentro de la
entrega de reserva.
Incorporar nuevas tecnologías en la 2017 - 2021
modelación que permitan un mejor
control en tiempo real de la red de
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
SEC
Industria
Academia
CDEC
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
232
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
transmisión, de generación y de la
demanda.
Contar con un modelo de planificación 2018
propio,
que
incluya
todas
las
características económicas, técnicas y
geográficas
nacionales,
con
condicionantes de tipo privado y
centralizada.
2018 – 2019
Tener acceso instantáneo a la información
necesaria para determinar el estado del
sistema de transmisión y distribución.
Desarrollar y aplicar un modelo propio 2018 – 2020
security constrained de co-optimización
del despacho de demanda y reserva
dentro del proceso de decisión de
operación del sistema.
Estudiar la posibilidad de incorporar 2018 – 2020
dentro de la estructura del operador del
sistema la figura de “Operador de la red
de gas”.
Desarrollar y aplicar un modelo que
permita decidir la operación conjunta de
la red eléctrica y la red de gas.
2018 – 2020
Crear un modelo o una herramienta que 2020 - 2025
optimice los criterios de seguridad del
sistema
de
forma
adecuada
y
considerando el estado real del sistema.
Contar con un modelo que determine la 2021 - 2025
reserva del sistema considerando el
efecto de los sistemas de distribución.
Informe Final
Academia
CNE
Universidades
CDEC
SEC
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
SEC
Industria
Academia
8.3 Modelo de pronóstico de generación ERNC
8.3.1 Descripción de la situación actual
En el contexto de una mayor capacidad instalada de generación renovable, es importante que
el operador del sistema cuente con un pronóstico adecuado de sus inyecciones para las
actividades de coordinación de la operación. Así, la NTSyCS [1] establece condiciones para la
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
233
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
entrega de información referente al pronóstico de las centrales eólicas y solares, las cuales se
especifican en el artículo 7-3 y se mencionan a continuación.
El Coordinado que explote un parque eólico deberá elaborar y poner a disposición del CDEC la
siguiente información, con la periodicidad indicada en cada caso:
a) Pronóstico de producción de energía:
I. Pronóstico en el corto plazo: generación horaria prevista para las siguientes
doce (12) horas, con actualización horaria, con probabilidades de ocurrencia del
25%, 50% y 75%, esto sin perjuicio que la DO pueda establecer otro formato o
solicitar otras probabilidades de ocurrencia.
II.
Pronóstico del día siguiente: generación horaria prevista para las próximas
cuarenta y ocho (48) horas, actualizada cada seis (6) horas, con probabilidades
de ocurrencia del 25, 50 y 75%, esto sin perjuicio que la DO pueda establecer
otro formato o solicitar otras probabilidades de ocurrencia.
III.
Pronóstico semanal: generación horaria prevista para la próxima semana (168
horas siguientes), actualizada cada veinticuatro (24) horas, con probabilidad de
ocurrencia del 50%, esto sin perjuicio que la DO pueda establecer otro formato o
solicitar otras probabilidades de ocurrencia.
IV. Ocurrencia de rampas de producción en el corto plazo: probabilidad horaria de
ocurrencia de una variación significativa en la generación prevista para las
siguientes doce (12) horas, con actualización horaria. La variación se considerará
significativa tanto por su magnitud como por su velocidad de variación.
b) Predicción meteorológica en el sitio de implantación del parque:
I. velocidad y dirección del viento para las próximas cuarenta y ocho (48) horas,
actualizada cada seis (6) horas.
II.
Temperatura y presión atmosférica para las próximas cuarenta y ocho (48) horas,
actualizada cada seis (6) horas.
El Coordinado que explote una central fotovoltaica, deberá elaborar y poner a disposición del
CDEC la siguiente información sobre sus pronósticos de producción de energía, con la
periodicidad indicada en cada caso:
a) Pronóstico del día siguiente: generación horaria prevista para las próximas cuarenta y
ocho (48) horas, actualizada cada doce (12) horas, con probabilidad de ocurrencia de
50%, esto sin perjuicio que la DO pueda establecer otro formato o solicitar otras
probabilidades de ocurrencia.
b) Pronóstico semanal: generación horaria prevista para la próxima semana (168 horas
siguientes), actualizada cada veinticuatro (24) horas, con probabilidad de ocurrencia del
50%, esto sin perjuicio que la DO pueda establecer otro formato o solicitar otras
probabilidades de ocurrencia.
A solicitud de la DO, el Coordinado que explota parques eólicos o fotovoltaicos deberá poner a
disposición de ésta la información que le permita auditar el procedimiento de predicción
utilizado.
Si bien estos pronósticos son una información vital para el funcionamiento del sistema, aún
existe un proceso de aprendizaje por parte de las empresas y del CDEC, quién será finalmente el
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
234
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
que deberá unificar y resolver la mejor forma de trabajar con esta información para conseguir
una operación económicamente óptima y segura.
8.3.2 Análisis de la situación actual
Un punto fundamental con respecto al pronóstico, que no pueden resolver los Coordinados
sino que es el CDEC quien debe resolverlo, corresponde a la agregación de la información
estadística de cada participante, ya que las decisiones importantes a nivel de despacho (como
los volúmenes de reservas necesarios para una operación segura) dependen principalmente del
error de pronóstico agregado (considerando las correlaciones entre los errores de pronóstico
individuales). En otras palabras, las distintas correlaciones entre los errores de pronóstico
individuales (que, por ejemplo, pueden ser pequeñas –o incluso negativas–, disminuyendo las
variaciones a nivel sistémico de los errores de pronóstico de la generación renovable) no se
pueden delegar a los coordinados y es necesario que el Operador cuente con la capacidad de
realizar pronósticos agregados, considerando además la información particular entregada por
cada participante. Nótese que con la información de pronóstico únicamente entregada por los
coordinados no es posible construir un perfil agregado sin el conocimiento de las correlaciones
entre los pronósticos individuales, y esto es evidentemente una actividad para el CDEC que no
se puede delegar en los coordinados.
Es importante también que la mejora en los modelos de pronóstico incluya además otras
fuentes de generación renovable, como la hidroelectricidad de pasada que, en opinión de
algunos coordinados entrevistados (Anexo B), se realiza de manera inapropiada y sin la
exactitud esperada en la actualidad, lo que afecta el despacho en tiempo real del resto de las
unidades y, por ende, sus ingresos.
Finalmente, desde fines de 2014, CDEC-SING, GIZ y el Ministerio de Energía poseen un acuerdo
bajo el proyecto “Fomento de energía solar en Chile” el cual lleva a cabo una serie de iniciativas
para abordar los desafíos que enfrenta el CDEC-SING ante la integración de ERNC. Es
importante destacar que una de las tres áreas prioritarias del acuerdo de cooperación se asocia
directamente con sistemas de pronóstico y gestión de fuentes de energías renovables variables.
8.3.3 Metas y acciones de corto, mediano y largo plazo
Como se ha planteado en la sección 4.4.3, los operadores de red a nivel internacional utilizan
un conjunto de modelos de pronóstico de generación ERNC para apoyar sus decisiones de
despacho; actualmente los modelos más utilizados son: Weather Situational Awareness,
Numeric Weather Prediction (NWP) y Persistent. No obstante, la calidad del conjunto de
modelos utilizados por los operadores puede ser cuantificada a través de su error absoluto
promedio (MAE), para los operadores mencionados en la sección 4.4.3, dicho error se
encuentra en un rango entre el 8% y el 13% para el pronóstico del día siguiente.
Particularmente, el operador de sistema de California (CAISO) declara que su error absoluto
promedio de pronóstico para el día siguiente, en el año 2013, era menor al 10%.
Actualmente, de acuerdo a la evaluación de pronóstico publicada por el CDEC-SIC, el error
absoluto promedio del pronóstico de generación eólica en el 2015 fue de 13% (considerando
centrales que tienen un error promedio de hasta un 21%), y en el caso del pronóstico de
generación solar fue de 17,9% (dónde se tienen centrales con un error promedio de hasta un
26,8%).
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
235
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
A partir de lo expuesto anteriormente, se plantean las metas expuestas en la Tabla 43 y el plan
de acción definido para el cumplimiento de éstas se presenta en la Tabla 44.
Tabla 43 Metas definidas para incorporar el pronóstico de generación ERNC
Metas
2020


Se cuenta con modelos de pronóstico de generación, que incluyen al menos la
generación solar, eólica y mini-hidro, cuyo error absoluto promedio es comparable
con los mejores modelos del estado del arte.
Se cuenta con una etapa de predespacho más cercana a la operación en tiempo real
(e.g. con 6 horas de anticipación) de manera de hacer un pronóstico más certero de
la generación ERNC y así disminuir los costos de reserva.
Tabla 44 Plan de acción para incorporar los modelos de pronósticos de generación
Plan de Acción
Horizonte
Acción
Horizonte
Recopilar la información necesaria para el uso de 2016-2018
modelos de pronóstico de generación ERNC,
particularmente información relativa a mediciones
reales tomadas en distintos puntos del sistema.
Estudiar la posibilidad de disminuir los tiempos entre 2017-2018
el pronóstico de generación y la implementación del
pre-despacho.
Desarrollar un modelo de pronóstico de generación 2018-2020
ERNC propio del operador del sistema.
Establecer un protocolo de recopilación de 2018-2020
información necesaria para el uso del modelo de
pronóstico: mediciones reales, datos climáticos.
Aplicar, en concordancia con las ventanas 2018-2020
temporales de decisión de la operación, un modelo
de pronóstico de generación ERNC propio del
operador.
Actores
Actores
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
CDEC
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
CDEC
Academia
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
236
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
8.4 Mercado de servicios complementarios y flexibilidad
8.4.1 Descripción de la situación actual
El Decreto Nº 130 del Ministerio de Energía publicada en el año 2011, define los derechos y
deberes de los Coordinados respecto a los Servicios Complementarios [1], los cuales han sido
desarrollados durante 2015 y 2016, con aclaraciones que fueron señaladas, pero no definidas
en el decreto original, como por ejemplo, la base de costos asociados a los servicios
complementarios (Resolución Exenta Nº 256/2015) y el informe de Definición y Programación
de SSCC (Resolución Exenta Nº 28/2016).
8.4.1.1 Aspectos relevantes del Decreto Nº 130
Si bien, cada empresa puede informar la capacidad de sus servicios complementarios, es
obligación del CDEC identificar, operar y remunerar los recursos existentes y disponibles en el
sistema. Esto incluye la instrucción a cualquiera de sus coordinados a instalar o habilitar de
forma obligatoria cualquier equipo que tenga como fin el cumplir la NTSyCS [2], tal como lo
indica el articulo Nº 5 del decreto [1].
Los servicios complementarios reconocidos en el decreto son los siguientes:
1. Servicios relacionados con el control primario y secundario de frecuencia.
2. Servicios relacionados con el control de tensión.
3. Los servicios cuya prestación supone la operación de unidades de generación durante la
operación del sistema a un costo variable de operación superior al costo marginal del
sistema.
4. La instalación y/o habilitación de equipos destinados exclusivamente a apoyar planes de
recuperación de servicio.
5. Los servicios consistentes en la operación de instalaciones, componentes o equipos
destinados exclusivamente para apoyar planes de recuperación de servicio.
6. Los servicios de desprendimiento de carga automático o manual.
Los pagos o remuneraciones referentes a cada uno de estos servicios serán definidos según la
valorización de la transferencia de energía y a los costos informados por parte de los
interesados, previo estudio comparativo por parte del CDEC. En el caso que el servicio esté
relacionado con el control de frecuencia primaria y secundaria, el artículo nº 18 del
documento [1], define los siguientes costos a remunerar.
1. Costo de inversión de la instalación y/o habilitación, instruida por el CDEC a través de la
DO, de los equipos necesarios para que la unidad de generación participe en el control
de frecuencia primaria o secundaria, según sea el caso, expresado en USD.
2. Costo anual adicional por el mantenimiento, expresado en USD/año.
3. Costo del combustible adicional en que incurra la unidad de generación cuando
participa en el control de frecuencia primaria o secundaria por instrucción del CDEC a
través de la DO, expresado en USD/MWh.
Si el servicio es referente a la entrega de reserva en giro, el artículo nº 21 del decreto [1] define
que bajo una operación normal del sistema, y si es que la reserva no es entregada de forma
homogénea por las unidades, entonces los criterios que se aplican son los siguientes:
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237
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
a. Para cada hora dentro del período de operación se deberá determinar el margen de
reserva efectivo que cada unidad instruida a brindar el servicio de control de frecuencia
tuvo disponible en el sistema, expresada en MW. Se entiende por margen de reserva
efectivo aquella limitación real de potencia de despacho disponible producto de la
prestación del servicio de control de frecuencia. No se considerará por tanto, dentro del
margen de reserva efectivo, aquella potencia disponible que pudiese haber sido
brindada por la unidad marginal del sistema ni aquella proporcionada por unidades de
generación que operaron a un costo variable de operación superior al costo marginal
horario del sistema, o a mínimo técnico. El margen de reserva efectivo de las unidades
que no hayan prestado el servicio de control de frecuencia por instrucción del CDEC a
través de la DO en dicho período horario, será igual a cero.
b. Para cada hora dentro del período de operación, se determinará la cantidad total de
reserva en giro del sistema como la suma de los márgenes de reserva efectivos de las
unidades del sistema, determinados en el literal a) precedente.
c. Para cada hora dentro del período de operación, se deberá determinar la cuota de
reserva en giro de cada unidad generadora que se encontraba en operación. Dicha
cuota se determinará asignando contablemente la cantidad total de reserva en giro, a
prorrata de la potencia despachada más el margen de reserva efectivo de cada unidad
que operó. No deberán ser consideradas en la determinación de la cuota señalada, ni en
la concurrencia de los pagos que se determinen de acuerdo a lo señalado en el presente
artículo, aquellas unidades de generación que operaron a un costo variable de
operación superior al costo marginal horario del sistema, o a mínimo técnico.
d. Para aquellas unidades de generación que hayan prestado el servicio de control de
frecuencia, y que producto de dicha prestación vieron limitada su potencia de despacho,
en aquellas condiciones de operación, se contabilizará la diferencia entre su cuota de
reserva en giro y su margen de reserva efectivo.
e. En el caso de aquellas unidades de generación que no hayan prestado el servicio de
control de frecuencia, se determinará la diferencia entre su cuota de reserva en giro y su
margen de reserva efectivo. Dicho valor no podrá ser menor que cero.
f. Las diferencias determinadas en los literales d) y e) anteriores deberán ser valorizadas
utilizando la diferencia entre el respectivo costo marginal horario vigente y el costo
unitario por MWh utilizado en la operación para el despacho de dicha unidad. Dicha
diferencia entre costo marginal y costo unitario de operación, no podrá ser menor que
cero.
g. Para cada unidad de generación se deberá determinar la suma de las valorizaciones
indicadas en el literal f) anterior, para todo el período de operación. A este monto se lo
denominará "valor por reserva en giro" de la unidad.
h. Aquellas unidades que resulten con un valor por reserva en giro negativo deberán ser
remuneradas, como máximo, hasta el valor absoluto de dicho valor, por aquellas
unidades con un valor por reserva en giro positivo, a prorrata de dichos valores
positivos. El monto total que remunere cada unidad de generación no deberá ser mayor
a su valor por reserva en giro.
i. Corresponderá al CDEC a través de la DP determinar el valor de las cantidades y costo
unitario necesarios para realizar los cálculos indicados en los literales a) a f) anteriores.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
238
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
j.
Informe Final
Asimismo, le corresponderá determinar los montos que finalmente deban remunerarse
entre unidades de generación por la reserva en giro de todo el período de operación, de
acuerdo a lo indicado en el literal g).
En caso de que el costo marginal calculado por el CDEC a través de la DO sea efectuado
para un lapso de tiempo diferente de una hora, el Procedimiento DP elaborado de
acuerdo a lo indicado en el presente artículo deberá ajustarse en consistencia al
intervalo que corresponda.
Para aquellos coordinados que presten servicios complementarios relacionados con el control
de tensión, las remuneraciones abarcarán los siguientes costos:
1. Costo de inversión de la instalación y/o habilitación, instruida por la DO, de los equipos
necesarios para que la unidad de generación participe en el control de tensión.
2. Costo anual adicional por el mantenimiento, expresado en USD/año.
A las empresas del sistema que instalen y/o habiliten equipos destinados exclusivamente a
apoyar planes de recuperación de servicio, se les reconocerán los siguientes costos:
1. Costo de inversión de la instalación y/o habilitación, instruida por el CDEC a través de la
DO, de los equipos destinados exclusivamente a apoyar planes de recuperación de
servicio, expresado en USD.
2. Costo anual adicional por el mantenimiento de los equipos destinados exclusivamente a
apoyar planes de recuperación de servicio, expresado en USD/año.
3. Costo del combustible adicional derivado de operación de equipos destinados
exclusivamente a apoyar planes de recuperación de servicio, expresado en USD/MWh.
Finalmente el articulo nº 31 del decreto 130 de SSCC definen las condiciones para los usuarios,
sean éstos distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, que presten servicios
de desprendimiento automático de carga por sub-frecuencia, sub-tensión o por contingencia
específica, así como servicios de desprendimiento manual de carga, lo cuales recibirán una
remuneración por la prestación de dichos servicios complementarios sólo una vez superado el
número de desconexiones y/o tiempo de duración acumulado que la NTSyCS defina, no
recibiendo remuneración por la prestación de tales servicios mientras no se superen los
requerimientos establecidos en la referida norma (i.e. no hay pagos por disponibilidad, sino que
sólo por utilización). En el caso que la prestación de dichos servicios sea realizada por
distribuidoras, éstas deberán traspasar íntegramente el valor de la remuneración a los clientes
finales que resultaron desconectados por la aplicación de los referidos servicios.
El valor de la remuneración indicada en el inciso anterior equivaldrá al costo de falla de corta
duración definido en la NTSyCS, por cada kilowatt desconectado que estuvieren consumiendo
al momento de la desconexión, según lo determine el CDEC a través de la DO en base a la
medición que realice, por la duración del evento, expresada en horas.
8.4.2 Análisis de la situación actual
Un aspecto importante a destacar, corresponde a la ausencia de servicios asociados a la
flexibilidad del sistema. Esto es importante ya que los mercados descritos anteriormente para
el caso nacional no remuneran (y por lo tanto no incentivan la instalación de) aquellas unidades
que son necesarias a futuro para gestionar eficientemente la variación de la generación
renovable (e.g. centrales de bombeo, otras tecnologías eficientes de almacenamiento, mayor
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
239
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
capacidad de regulación de pequeñas centrales hidráulicas, ciclo combinado flexible). De la
misma manera, es importante destacar también que, si bien se requiere reserva a futuro, esta
debe ser flexible, por lo que establecer reserva en una unidad de respuesta lenta (e.g. carbón
antigua) puede no ser adecuada en sistemas con gran penetración renovable y con niveles
menores de inercia donde la frecuencia decaería (posterior a una contingencia de generación)
más abruptamente. Para este tipo de sistema se requiere la instalación de generación
altamente flexible y equipos de red (e.g. BESS) que permitan una gestión eficiente de los
servicios de control de frecuencia. Una regulación que no remunera y por lo tanto no incentiva
la inversión en este tipo de infraestructura, podría presentar problemas importantes para
cumplir con los objetivos fijados por la Política Energética del gobierno.
8.4.3 Metas y acciones de corto, mediano y largo plazo
De acuerdo a lo descrito en la sección 4.6.3, existen distintos productos de mercado que
permiten incluir dentro de la operación del sistema las nuevas necesidades de flexibilidad.
Particularmente, el operador del sistema de California (CAISO) ha diseñado un producto de
rampa flexible para cubrir la necesidad de subida o bajada de carga dentro de la operación del
sistema. En el mercado nacional, solo existen productos relacionados con el aporte en energía,
potencia y servicios complementarios, no se han implementado productos que cubran las
necesidades de flexibilidad sino que el operador se encarga de decidir la operación del sistema
de acuerdo a las necesidades y a las características técnicas de los equipos de la red, sin que
dichas decisiones se vean reflejadas en un pago que se realiza a cada agente del sistema en
proporción a su valor agregado45 al despacho económico.
Considerando lo planteado anteriormente, se propone la meta establecida en la Tabla 45 junto
con el plan de acción estipulado en la Tabla 46.
Tabla 45 Metas definidas para incorporar el pronóstico de generación ERNC
Metas
2020

Se incluyen dentro del mercado eléctrico productos que reconocen el aporte en
flexibilidad de las unidades del sistema, que van más allá del aporte de reservas.
Tabla 46 Plan de acción para mejorar la representación de los servicios complementarios y de flexibilidad
Plan de Acción
Horizonte
Acción
Horizonte
Investigar productos y herramientas que permitan 2017 - 2019
reconocer el aporte en flexibilidad por parte de la
generación y que puedan ser incluidas
considerando la estructura del mercado eléctrico
Actores
Actores
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
45
Si bien en el marco de los servicios complementarios hay remuneraciones definidas a futuro, no es claro que esa
remuneración sea consistente con el valor marginal que proporciona al sistema.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
240
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
chileno.
Investigar productos y herramientas que permitan 2018 - 2020
reconocer el aporte en flexibilidad de parte de la
demanda dentro del mercado eléctrico chileno.
Diseñar y aplicar productos de mercado que 2018 - 2020
reconozcan el aporte en flexibilidad, como por
ejemplo flexi-ramp.
Informe Final
Academia
CDEC
Academia
Min. Energía
CNE
CDEC
Industria
Academia
8.5 Institucionalidad
Para realizar la mayoría de las mejoras indicadas en esta sección, se considera necesario un
cambio estructural mayor a nivel institucional con el fin de aumentar la capacidad que tiene el
operador del sistema en cuanto a desarrollar y utilizar modelos avanzados que eventualmente
pudieran ser elaborados internamente. Esto es lo que se ha observado en los casos de
operadores internacionales como MISO, PJM, ISO-New England, entre muchos otros (tema
tratado en las secciones 4.1.4, 4.1.5 y 4.2.1). Esto es posible de realizar en el corto plazo en el
contexto del nuevo proyecto de Ley de Transmisión que da libertad al Director para estructurar
la nueva institución nacional de operación en función de sus objetivos y funciones. Es
importante mencionar en este punto que, aunque con algunas variantes, esto no es nuevo en el
mercado chileno, ya que los CDECs tienen una tradición de trabajo con modelos tanto térmicos
(e.g. Modelo Coste) como hidro-térmicos (e.g. Modelos Gol, Omsic, PLP) de elaboración
propia/nacional. Es importante que, dentro de las nuevas tareas del CDEC (e.g. su rol en la
planificación), también se desarrollen modelos adecuados (e.g. planificación de red ante
incertidumbre46) que ayuden a alcanzar niveles de eficiencia que estén a la altura de las
expectativas de los consumidores, la industria y las metas de crecimiento del país.
46
G. Strbac, C. Vasilakos, R. Moreno, I. Konstantelos, D. Papadaskalopoulos, “It’s all about grids: The importance of
transmission pricing and investment coordination in integrating renewables”, IEEE Power and Energy Magazine,
Jul. 2015.
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241
9 Efectos de las ERNC y uso de unidades de partida
rápida en la reserva en giro
Esta sección presenta una evaluación cuantitativa sobre los impactos de la energía eólica y solar
en los requerimientos de reserva en giro y los costos de operación del sistema hacia el año
2025. Para ello, se realizó un análisis donde la reserva puede ser suministrada tanto desde
plantas existentes (esperadas para 2025) como desde plantas nuevas de partida rápida,
especialmente instaladas para la entrega de reserva. El objetivo de este ejercicio es entender
cómo afectarían a la operación del sistema y sus costos: las necesidades crecientes de reserva
(debido a distintos niveles de penetración renovable), las necesidades de proporcionar un
mejor nivel de confiabilidad (con políticas de reserva más exigentes que cubren una mayor
proporción de los errores de pronóstico) y la posibilidad de hacer la operación más eficiente
mediante la inversión en activos de generación flexible o de partida rápida.
Mediante simulaciones de la operación del sistema se determinan los beneficios asociados a
instalar unidades de partida rápida en función de las necesidades del sistema que tornen la
operación más económica, a la luz de los volúmenes importantes de reserva requeridos a
futuro. Para esto, se plantea un modelo que reconoce estos aspectos, así como distintos casos
de estudio de interés.
9.1 Objetivos
La determinación de la cantidad óptima de reserva en giro en los sistemas eléctricos nacionales
ha estado basada en la determinación de las variaciones de demanda y de la evaluación de los
costos de operación y falla de corta duración para distintos niveles de reserva. La inserción a
gran escala de energía eólica y solar plantea desafíos sobre la determinación de los
requerimientos de reserva, los cuales deberán estar diseñados para atender esta nueva fuente
de incertidumbre, principalmente debido a los errores de predicción de estas tecnologías.
Adicionalmente al respaldo basado en reserva en giro asignada a unidades generadoras
tradicionales, es posible considerar alternativas como es el uso de unidades de partida rápida.
Estas constituyen una alternativa válida que permitiría desplazar parte de la reserva requerida
hacia ellas, con el objetivo final que el sistema sea más eficiente y al mismo tiempo cumpla los
requerimientos óptimos definidos para mantener la seguridad de la operación.
Así, el objetivo del presente análisis es determinar los impactos en el costo de operación del
sistema eléctrico nacional (SING+SIC) en función de las necesidades crecientes de reserva
(debido a distintos niveles de penetración renovable), las necesidades de proporcionar un
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
242
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
mejor nivel de confiabilidad (con políticas de reserva más exigentes que cubren una mayor
proporción de los errores de pronóstico) que permitirán afrontar los mayores niveles de
incertidumbre asociados a las ERNC solar y eólica.
Adicionalmente, es de interés estudiar si la posibilidad de invertir en unidades de partida rápida
para cumplir con los requerimientos de reserva permite cumplir con los requerimientos de
manera más eficiente, en consideración de que parte de la reserva en giro asignada a unidades
generadoras tradicionales puede desplazarse a centrales de partida rápida cuya decisión de
inversión se gestione separadamente del mercado de la energía (e.g. mediante un mercado de
capacidad).
9.2 Supuestos de modelación y datos de entrada
Para dar cumplimiento a los objetivos de este análisis, se ha desarrollado e implementado un
modelo de optimización capaz de encontrar el punto óptimo de inversión en centrales de
punta, en consideración de la provisión de reserva óptima con la infraestructura ya instalada y
con la nueva infraestructura en unidades de punta, en conjunto con el despacho económico de
carga (las que se definirían como variables de decisión de un problema de optimización). El
modelo entonces es capaz de identificar la alternativa más económica para proveer reservas
(considerando los costos de capital asociados a las nuevas inversiones) realizando el balance
necesario entre los costos de operación e inversión.
9.2.1 Variables asociadas al costo de inversión
Para el costo de inversión, se utilizan los valores del cálculo del precio básico de la potencia de
punta indicados en el Informe técnico definitivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE)
(Informe Técnico Definitivo de Octubre 2015 -ITD Oct2015-)47. A continuación se presenta un
resumen de los valores utilizados más relevantes.




Costo de inversión en unidades de punta de 584 [USD/kW]: valor mínimo indicado para
las subestaciones Polpaico y Diego de Almagro
Tasa de descuento. Se considera un 10%
Vida útil: 30 años
Anualidad equivalente: 61.950 [USD/MW]
9.2.2 Descripción del modelo
Función objetivo: Minimización del costo de operación de generación más costo de inversión
(anualidad) más costo de racionamiento/falla
Sujeto a:



47
Balance nodal (modelo multi-nodal)
Flujo linealizado (DC) con pérdidas
Potencias máximas y mínimas unidades termoeléctricas
http://www.cne.cl/tarificacion/electrica/precio-nudo-corto-plazo/
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243
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING




Informe Final
Red hidráulica, balance de caudales para centrales serie, embalses y pasadas (modelo
multi-embalse)
Transición del volumen embalsado en embalses
Restricción que viabiliza la inversión, restringiendo reserva de unidades según la
inversión realizada
Reservas en giro
El modelo es determinístico con un horizonte anual, y se utiliza la hidrología correspondiente al
año 1969 (hidrología media) para la disponibilidad de afluentes en las distintas cuencas.
9.2.3 Caso de estudio: matriz energética
El caso de estudio está enfocado en el sistema interconectado hacia el año 2025, según las
proyecciones de crecimiento del sector, donde se espera una gran cantidad de ERNC instalados.
En la Tabla 47 se resume la capacidad instalada esperada por tecnología de acuerdo con el ITD
Oct 2015.
Tabla 47 Potencia instalada por tecnología SIC-SING 2025
Tecnología (código)
Biomasa
Total Instalado
[MW]
222
Biomasa-LicorNegro
45
Biomasa-LicorNegro-PetroleoN6
69
Biomasa-PetroleoN6
46
Carbon
6.124
DesechosForestales
45
Embalse
2.836
Eolica
2.128
Geotermia
90
GNL
3.638
LicorNegro
37
Cogeneración
17
Pasada
2.905
Petcoke
54.2
PetroleoDiesel
7.977
PetroleoIFO-180
298
PetroleoN6
10
Serie
1.391
Solar
3.566
Total general
34.294
9.2.4 Caso de estudio: red de transmisión
La red de transmisión modelada comprende una reducción a nivel de transmisión troncal, con
un total de 31 nodos desde el norte del SING hasta el sur del SIC. Para ello, los consumos y
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
244
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
centrales generadoras son asignadas a su nodo troncal más cercano (o nodo “padre”),
procedimiento similar al realizado durante el proceso participativo de la Mesa ERNC impulsada
por el Ministerio de Energía dentro del programa Energía 205048. La representación unilineal se
muestra en la Figura 76 siguiente.
Figura 76: Red de transmisión modelada SIC-SING.
48
“Mesa
ERNC
Presentación
http://www.energia2050.cl/documentos
pt.1:
Resultados
de
la
planificación”
disponible
en:
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
245
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
9.2.5 Escenarios de requerimientos de reserva y áreas de control
Debido a que no está completamente definida la política de determinación de reservas en giro
bajo un escenario con ambos sistemas interconectados (SIC+SING) y de alta integración de
ERNC, se realizarán varios casos de estudio. Estos incluyen requerimientos dinámicos o
variables, los cuales son modificados hora a hora, siguiendo las características de la información
levantada durante la revisión del estado del arte (actualmente los requerimientos son estáticos,
que representan valores fijos, independiente del periodo/hora de interés). Así, se definen
cuatro políticas de interés para los requerimientos de reserva:
Política Inicial: reserva depende únicamente de la demanda del sistema. Si bien este caso es
poco plausible en el futuro, dado que existen inherentemente errores de predicción que deben
ser considerados, este sirve como base comparativa para entender cómo cambian los costos de
operación del sistema a medida que se incrementan los requerimientos de reserva para
integrar la incertidumbre de las ERNC.
Políticas 15%, 30% y 45%: Se incluye en los requerimientos de reserva una porción de la
generación solar y eólica despachada, a fin de cubrir eventuales errores de pronóstico. Los
porcentajes respecto de la potencia despachada utilizados en cada uno de estos escenarios son
resumidos en la tabla siguiente49.
Tabla 48 Resumen de requerimientos de reserva por escenario
Requerimiento de Reserva
Política Inicial
Política 15%
Política 30%
Política 45%
Demanda
5%
5%
5%
5%
ERNC
15%
30%
45%
De acuerdo con lo anterior, estos requerimientos son modificados hora a hora dependiendo de
la demanda y de la generación eólica y solar. Adicionalmente, es necesario localizar la reserva
en áreas/nodos accesibles, garantizando la entrega efectiva de la reserva ante escenarios de
reducción inesperada de generación, incluyendo variaciones de la generación convencional y
ERNC.
Es por ello que es necesario considerar una partición del sistema interconectado SIC + SING con
el objetivo de que cada zona mantenga niveles de reserva de manera independiente. De
acuerdo con el estudio Zonificación del Sistema Eléctrico Nacional Chileno para Optimizar su
Despacho Económico y Seguro (realizado por el Centro de Energía de la Universidad de Chile) la
partición del sistema que presenta mejores índices de confiabilidad y menores niveles de
reserva compartida es la SING + SIC Centro Norte / SIC Centro + SIC Sur (cuyo borde queda
definido por la línea Polpaico-Cardones) que se muestra en la Figura 77 siguiente.
49
Un porcentaje de cobertura igual al 45% de la generación renovable mediante reservas proviene de una
desviación estándar (sigma) del 15% de los errores de pronóstico y un factor de seguridad de 3 veces la desviación
de estándar. A menor desviación estándar o factor de seguridad, el porcentaje total de cobertura disminuye y por
esta razón se han realizado varias sensibilidades con respecto a los requerimientos de reserva en función de la
generación ERNC.
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246
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Zona 1
SING Norte
SIC Norte
SING Centro
SING Sur
SIC Centro
SIC CentroNorte
Zona 2
SIC Ancoa
SIC Charrúa
SIC Sur
Figura 77: Partición del sistema de transmisión
A continuación se resumen los requerimientos calculados para cada zona, dando una
estimación de los valores promedio y los extremos utilizados en cada escenario.
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247
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 49 Montos mínimos, promedio y máximos de reserva por escenario
Área de
Reserva
Zona norte
Zona sur
Requerimiento
de Reserva
Política
Inicial
Política
15%
Política
30%
Política
45%
min
max
promedio
min
max
promedio
152
197
178
293
470
402
197
706
355
353
581
480
225
1231
532
403
693
559
251
1756
708
453
805
637
9.2.6 Sensibilidades sobre la penetración ERNC
Para dar cuenta del efecto de las ERNC en las reservas, en los costos de operación y en la
cantidad optima a invertir, se han planteado tres sensibilidades adicionales. Estas sensibilidades
integran una mayor cantidad de ERNC en pasos de 500 MW de tecnología solar fotovoltaica
para la zona norte (nodo Diego de Almagro) y 500 MW en tecnología eólica para la zona centro
sur (nodo Pan de Azúcar) como se resume en la tabla siguiente.
Tabla 50 Capacidad ERNC adicional para sensibilidades
Capacidad ERNC adicional
Sensibilidad 1:
Base2025 + 1000MW
Sensibilidad 2:
Base2025 + 2000MW
Sensibilidad 3:
Base2025 + 3000MW
Zona norte: Solar
FV en Diego de
Almagro
Zona centro-sur:
Eólica en Pan de
Azúcar
500
500
1.000
1.000
1.500
1.500
Para cada sensibilidad, los requerimientos de reserva son calculados en base a los porcentajes
de demanda y ERNC según la Tabla 48.
9.3 Resultados obtenidos
Considerando los escenarios definidos de requerimientos de reserva, en conjunto con las
sensibilidades sobre nivel de integración ERNC, se han realizado varias simulaciones con el
modelo descrito anteriormente. A continuación, se resumen los distintos resultados obtenidos.
Costos de provisión de reserva mediante los recursos instalados
El tránsito a través de las distintas políticas de reserva definidas anteriormente en la Tabla 48
(desde requerimientos que ignoran la generación ERNC hasta aquellos que demandan reservas
de hasta un 45% de la generación ERNC), tiene el potencial de aumentar los costos totales de
operación de todo el sistema SING-SIC en hasta un 5%. Este porcentaje de sobrecosto
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
248
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
corresponde al precio a pagar por mayores niveles de seguridad y es menor si los niveles de
generación renovable son más reducidos. La Figura 78 muestra el aumento en los costos de
operación a través de las distintas políticas de reserva definidas anteriormente con respecto a
la Política Inicial (definida en Tabla 48), la cual solamente se considera reserva igual a un 5% de
la demanda y no se considera la generación renovable.
Sobrecosto por aumento de reservas
(% con respecto a Política Inicial)
6.0%
5.0%
4.0%
3.0%
2.0%
1.0%
0.0%
5% demanda +15% ernc
5% demanda +30% ernc
5% demanda +45% ernc
Política de reserva
Sobrecosto por aumento de reservas
(% con respecto a Política Inicial)
2.0%
1.8%
1.6%
1.4%
1.2%
1.0%
0.8%
0.6%
0.4%
0.2%
0.0%
5% demanda +15% ernc
5% demanda +30% ernc
Política de reserva
5% demanda +45% ernc
Figura 78: Sobrecosto de operación SIC + SING para distintas políticas. El gráfico superior muestra el aumento de
costos para el caso Base2025 + 3000MW ERNC y el gráfico inferior muestra el aumento de costos para el caso
Base2025.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
249
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Beneficios de invertir en capacidad de reserva
La reserva se requiere aumentar a futuro principalmente por dos razones: 1) para mejorar los
niveles de seguridad de suministro y cumplir con un criterio mínimo N-1 en el manejo de las
contingencias de generación sin desconexión de carga y 2) debido a la incertidumbre extra que
enfrentaría el operador del sistema debido a la penetración de generación ERNC. En este
contexto, La Tabla 51 muestra la nueva capacidad de punta que eficientemente se debería
incorporar al sistema de manera de hacer un manejo más económico de los requerimientos
crecientes de reserva.
Tabla 51 Resultados de inversión en unidades de partida rápida para la zona norte, para los distintos escenarios
de reserva y sensibilidades ERNC
Escenario Reserva /
Sensibilidad
5% demanda +15% ernc
-
base2025 +
1.000MW
-
base2025 +
2.000MW
-
base2025 +
3.000MW
-
5% demanda +30% ernc
-
-
3
14
5% demanda +45% ernc
206
226
440
450
base2025
Interesantemente, desde un punto de vista de operación y planificación central, es más
conveniente instalar capacidad solamente en aquellos escenarios con requerimientos del
reserva del orden de 30% o más y/o cuando los volúmenes de generación renovable están por
sobre los 2.000 MW de la capacidad esperada para el año 2025.
Evidentemente, la inversión en centrales de partida rápida resulta ser conveniente sólo en
aquellos casos donde el sobrecosto debido al requerimiento de reserva es lo suficientemente
alto para cubrir dicha inversión. La instalación de nueva capacidad de generación se observa
solamente en la zona norte y esto se puede justificar analizando la composición de la reserva en
giro en cada una de las zonas del sistema como se ilustra en la Figura 79.
Norte
Centro - Sur
2%
6%
19%
0%
Carbon
Carbon
Embalse
Embalse
GNL
GNL
81%
92%
Figura 79: Composición de la reserva en giro por área de control para el caso de capacidad instalada Base 2025, y
política de reserva del 45% ERNC.
La Figura 79 muestra que debido a la presencia de centrales hidroeléctricas en la zona surcentro, es esperable que en esta zona no resulte conveniente invertir en centrales de punta.
Por otro lado, la asignación de reserva a aquellas unidades termoeléctricas de carbón en la zona
norte disminuye la eficiencia de la operación, tornando atractivo el desplazamiento de esta
reserva hacia unidades de partida rápida dedicadas a este servicio complementario. Esto
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
250
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
además permitiría un mejor aprovechamiento de la generación económica a carbón en el
mercado de la energía.
La libertad de invertir en generación de partida rápida puede reducir los sobrecostos de
operación debido a los crecientes requerimientos de reserva de un 5% a 3,7%. Las Tabla 52 a
Tabla 55 muestran los ahorros que son posibles de obtener mediante la inversión en capacidad
de generación para cumplir más eficientemente con las necesidades de reserva a futuro.
Tabla 52 Costos de operación anual para los distintos escenarios de reserva y comparación con caso que
considera inversión; caso base 2025
Costo de operación Anual [MMUSD]
Sobrecosto [%]
escenario: base 2025
Sin inversión
Con inversión
Sin inversión
Con inversión
5% demanda
2092,23
2092,23
5% demanda +15% ernc
2099,34
2099,34
0,34%
0,34%
5% demanda +30% ernc
2110,13
2110,13
0,86%
0,86%
5% demanda +45% ernc
2129,41
2127,64
1,78%
1,69%
Tabla 53 Costos de operación anual para los distintos escenarios de reserva y comparación con caso que
considera inversión; caso 2025 más 1000 MW ERNC
Costo de operación Anual [MMUSD]
Sobrecosto [%]
escenario: base 2025
Sin inversión
Con inversión
Sin inversión
Con inversión
5% demanda
2008,05
2008,05
5% demanda +30% ernc
2015,01
2015,01
0,35%
0,35%
5% demanda +45% ernc
2028,55
2028,55
1,02%
1,02%
5% demanda +15% ernc
2056,90
2051,28
2,43%
2,15%
Tabla 54 Costos de operación anual para los distintos escenarios de reserva y comparación con caso que
considera inversión; caso 2025 más 2000 MW ERNC
Costo de operación Anual [MMUSD]
Sobrecosto [%]
escenario: base 2025
Sin inversión
Con inversión
Sin inversión
Con inversión
5% demanda
1926,33
1926,33
5% demanda +30% ernc
1934,75
1934,75
0,44%
0,44%
5% demanda +45% ernc
1950,53
1950,53
1,26%
1,26%
5% demanda +15% ernc
1994,40
1980,72
3,53%
2,82%
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
251
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Tabla 55: Costos de operación anual para los distintos escenarios de reserva y comparación con caso que
considera inversión; caso 2025 más 3000 MW ERNC
Costo de operación Anual [MMUSD]
Sobrecosto [%]
escenario: base 2025
Sin inversión
Con inversión
Sin inversión
Con inversión
5% demanda
1846,16
1846,16
5% demanda +30% ernc
1858,30
1858,30
0,66%
0,66%
5% demanda +45% ernc
1878,20
1878,15
1,74%
1,73%
5% demanda +15% ernc
1941,33
1915,84
5,15%
3,77%
En resumen, respecto a la inversión necesaria en generación para hacer un manejo más
eficiente de la reserva, los resultados indican que solamente para niveles muy altos de
generación renovable (+3.000MW de lo esperado al año 2025) y para políticas de reserva que
mantienen un requerimiento de reserva superior al 30% de la inyección ERNC, se justifica
inversión extra en unidades de partida rápida para desplazar reserva desde las unidades
tradicionales. Esto sólo se observa en el SING, dado que como se justifica anteriormente, el SIC
cuenta con una gran cantidad de recursos para proveer los servicios de reserva.
Así, para los niveles esperados de generación al año 2025, no se justificaría una nueva
regulación/normativa que permita la instalación de unidades de generación de partida rápida
para el propósito de entrega de servicios de reserva. Se recomienda revisar este resultado a
futuro, a la luz de la evolución de la cantidad de generación ERNC al año 2025.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
252
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
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[5]
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[6]
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[10] Resolución
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CREG.
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[11] Resolución
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CREG
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[12] Resolución
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CREG
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[13] “Cargo por confiabilidad, esquema regulatorio para asegurar la confiabilidad en el
suministro de energía eléctrica en Colombia, una visión de largo plazo” CREG.
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[14] Informe Anual 2014, ADME.
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ID=4918e08041cad013b2b0f22c8d0a962d
[16] Ley
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2012.
http://www2.osinerg.gob.pe/MarcoLegal/docrev/LEY-29970-CONCORDADO.pdf
[17] Ley Nº 27.133, OSINERGMIN.
http://www2.osinerg.gob.pe/MarcoLegal/docrev/LEY-27133-CONCORDADO.pdf
[18] Decreto
Supremo
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005-2014-EM,
OSINERGMIN.
http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/centro_documental/PlantillaMarcoLegalBusque
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fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
262
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
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Grid (Volume:
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3),
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fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
265
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
[7] “Development and Operation of a Virtual Power Plant System”, K. El Bakariand L. Kling.
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Conference
and
Exhibition.
http://ieeexplore.ieee.org/xpls/abs_all.jsp?arnumber=6162710
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
266
Anexo A Formulación matemática VaR y
CVaR
Considerando 𝐹(𝑥, 𝑦) como la función de pérdidas asociada al vector decisión 𝑥, el cual puede
ser escogido entre un arreglo de vectores 𝑥 ∈ 𝑅 𝑛 , y el vector aleatorio 𝑦 ∈ 𝑅 𝑚 . El vector 𝑥
puede ser interpretado como la representación de un portafolio o un plan determinado de
expansión mientras que el vector 𝑦 representa las incertidumbres que pueden afectar las
pérdidas, tales como variables de mercado, entre muchas otras. Para cada vector 𝑥, las
pérdidas 𝐹(𝑥, 𝑦) corresponden a una variable aleatoria que posee una distribución en 𝑅
inducida por la distribución de 𝑦. La subyacente distribución de probabilidad de 𝑦 en 𝑅 𝑚 se
asumirá, por conveniencia, que posee densidad y esta será denotada por 𝑝(𝑦)r. En estricto
rigor no es necesario tener una expresión analítica de 𝑝(𝑦), basta con contar con un algoritmo
capaz de generar muestras aleatorias de 𝑝(𝑦). La probabilidad que 𝐹(𝑥, 𝑦) no exceda el umbral
α está dando entonces por:
𝛹(𝑥, 𝛼) = ∫𝐹(𝑥,𝑦)≤𝛼 𝑝(𝑦)𝑑𝑦
(1)
Con 𝛹(𝑥, 𝛼) una función de α para un determinado vector 𝑥, la cual corresponde a la función
de distribución acumulada para las pérdidas asociadas al vector 𝑥 . Nuevamente, por
conveniencia se asume que 𝛹(𝑥, 𝛼) es continua con respecto a α [15].
En base a 𝛹(𝑥, 𝛼) es posible definir los valores de β-VaR y β-CVaR para la variable aleatoria de
pérdidas asociada a 𝑥 y a cualquier nivel de probabilidad específico β en [0,1] según las
ecuaciones (2) y (3) respectivamente, según [15]:
𝛼𝛽 (𝑥) = min {𝛼 ∈ 𝑅: 𝛹(𝑥, 𝛼) ≥ 𝛽}
𝜙𝛽 (𝑥) =
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
1
(1− 𝛽)
∫𝐹(𝑥,𝑦)≥𝛼
𝛽 (𝑥)
𝐹(𝑥, 𝑦)𝑝(𝑦)𝑑𝑦
(2)
(3)
267
Anexo B Entrevistas participantes del
sector
1.
Entrevista Coordinados
IDENTIFICACIÓN CLIENTE CONECTADO AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
 Tipo de actor [cliente regulado, cliente libre, generador]:
 Giro :
 Capacidad de demanda y/o generación [MW]:
PREGUNTAS SUGERIDAS
 ¿Ha sufrido algún corte o desconexión del servicio eléctrico?
a. ¿Le causó una pérdida económica importante? ¿Puede cuantificarla?
b. ¿Ha sido Ud. compensado adecuadamente por la pérdida?
c. ¿Usted cree que se debería invertir más en la seguridad del suministro, a pesar de que
los costos del sistema se encarezcan?
d. ¿Ha realizado inversiones para fortalecer la seguridad de su operación dentro de su red
interna, cuáles?
 ¿Ud. presta algún tipo de servicio complementario?, ¿cómo se establece su remuneración?
 ¿Cree que el nivel de seguridad de suministro prestado por el CDEC, en base al cumplimiento de
la NTSyCs, es adecuado? (califique de 1 a 7 y justifique)
 ¿Cuáles son las mejoras que ud. cree se deberían implementar a nivel CDEC (en el corto,
mediano y largo plazo) para mejorar la seguridad de suministro?
Las entrevistas a continuación deben leerse con cuidado, en un contexto técnico
y considerando que se refieren meramente a opiniones de las personas
entrevistadas.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
268
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
COORDINADO
Empresas Eléctricas A.G
ASISTENTES
 Rodrigo Castillo
 Rosa Serrano
 Equipo Centro Energía
ANOTACIONES RESPECTO AL TEMA
Comentarios referentes a problemática de la calidad de suministro
Se considera que las interrupciones de suministro que afectan a una distribuidora pueden tener dos
orígenes: en primer lugar, desconexiones de carga debidas netamente a problemas en las redes internas
de distribución y, en segundo lugar, desconexiones de carga debidas a problemas aguas arriba de la
distribución. Últimamente, las desconexiones asociadas a eventos climáticos de relevancia son las más
frecuentes y éstas afectan, en mayor medida, directamente a las redes internas de distribución.
Existen dos pérdidas económicas asociadas a las interrupciones de suministro para un distribuidor, la
primera radica en la imposibilidad de vender energía durante el período que dure la interrupción de
suministro y la segunda tiene relación con las compensaciones que se deben entregar al usuario final, las
cuales en primera instancia recaen directamente en el distribuidor. Siendo las pérdidas económicas
asociadas a las compensaciones las más significativas. En relación al tema de compensaciones, se
considera que las distribuidoras no han sido compensadas adecuadamente, dado que los distribuidores
se encuentran obligados a compensar a los clientes finales ante todo evento con criterios diferentes.
Si la falla ocurre en el sistema de distribución, los criterios de compensación son claros y estandarizados
y no existe ningún problema desde el punto de vista del distribuidor con aquello.
Si la falla ocurre aguas arriba del sistema de distribución, la legislación actual ha sido interpretada por
parte de la SEC como que ninguna interrupción de suministro masiva, sin prácticamente importar el
motivo he incluso encontrándose dentro de las indisponibilidades permitidas en la red de acuerdo a la
tarifa (2 horas en transmisión), puede imputarse a las indisponibilidades permitidas dado que según la
SEC éstas indisponibilidades permitidas son destinadas a aquellas interrupciones de suministro que se
deban a motivos de mantenimientos u otros que no sean atribuibles a negligencias por parte del
operador. Esto se empieza a interpretar así luego del segundo black out post terremoto 2010 debido a
una orden del ministro de la época. Se obligó a las distribuidoras a compensar bajo todo evento aun
cuando el procedimiento para establecer si la falla estaba autorizada o no se encontraba aún en etapa
administrativa, dado que la SEC interpretó como falla no autorizada toda falla que no apareciera
estipulada como una salida de mantenimiento previamente informada quedando pendientes todos los
recursos legales para discutir dicha determinación. Se pagaron casi 4,2 millones de dólares en
compensaciones. Por otra parte, las empresas generadoras y transmisoras quienes constituyen los
reales responsables económicos de estos eventos se han desentendido y hasta el día de hoy las
empresas distribuidoras no han visto de vuelta estas compensaciones.
Por otra parte, se considera que la percepción de calidad que tiene en estos momentos el cliente no
tiene nada que ver con lo que la tarifa paga. Políticamente se tiene un discurso, es decir, se ve que se
compensa ante todo evento cuando las redes no están diseñadas para operar en ese nivel de seguridad.
La calidad de suministro es baja, pero es lo que la tarifa paga. A modo de ejemplo se consideran:
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
269
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Las 2 horas que tienen las distribuidoras para llegar al lugar de los hechos (durante una interrupción de
suministro). La tarifa considera la inclusión de una sola camioneta la cual debe ser capaz de llegar en dos
horas al lugar de los hechos, lo cual es imposible en casos de emergencia.
Las 96 horas con las que cuenta un distribuidor para reponer un transformador. Para el distribuidor es
imposible sostener una comunidad con una interrupción continua de 96 horas y, dado esto, se ha visto
obligado a invertir en redundancia en transformación, pese a no ser ésta reconocida por la tarifa.
Se debe contar con pequeños generadores en algunos puntos críticos del sistema para operar en isla en
algunas situaciones críticas lo cual no es reconocido en la tarifa.
Comentarios referentes a la opinión del nivel de seguridad de suministro otorgado por el CDEC
Se considera que, evidentemente, se desean niveles de seguridad y calidad de suministro, así como
también niveles de diseño y operación, más elevados. Se cree que los CDECs, seguramente cumplen con
su deber pero el problema radica directamente en los estándares definidos. Sin embargo, es necesario
no olvidar que los CDECs constituyen un co-diseñador del sistema y, por lo tanto, claramente podrían
hacer más en pro de la seguridad y calidad de suministro.
Se cree que lo más grave es la filosofía bajo la cual se diseña y opera el sistema eléctrico chileno, la cual
prioriza la operación económica por sobre la operación segura. Esto se debe a un tema políticoregulatorio. Se considera que esta filosofía no tiene sentido, debido a que el costo de tener un sistema
más seguro es irrelevante en la tarifa del cliente final.
Finalmente, se cree que los criterios de operación y diseño de la red eléctrica deben ser revisados. Se
considera, a modo de ejemplo, que no es posible que en la actualidad existan comunidades con
alimentación radial.
Comentarios referentes a las mejoras que es posible aplicar sobre el CDEC
Se considera que la regulación debiese estipular que los CDECs debiesen ser siempre lo más modernos
posibles y equipados con las mejores tecnologías con el fin de cumplir sus obligaciones de la mejor
manera posible. Por otra parte, se cree también que el paradigma de operación económica debiese
migrar hacia un paradigma de operación segura, lo cual radica en un cambio netamente políticoregulatorio.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
270
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
COORDINADO
CGE Distribución
ASISTENTES
 Francisco Sánchez
 Rodrigo Uarac
 Equipo Centro Energía
ANOTACIONES RESPECTO AL TEMA
Comentarios referentes a problemática de la calidad de suministro
La empresa CGE tiene focos de desarrollo centralizados en su sector de generación, su plan de
expansión, y además de la calidad del servicio eléctrico brindado a sus clientes. En esta tarea se ven
enfrentados a la contradicción del espíritu del sistema tarifario que tiene como objetivo el optimizar los
recursos, sin reconocer las inversiones realizadas con otros fines, las que también incluyen aquellas
destinadas a reforzar la calidad de suministro, a través de la redundancia del sistema de distribución o
transmisión.
Las diversas instalaciones que son parte de la empresa, han sido afectas a varios desastres naturales por
lo tanto han enfrentado situaciones tanto de cortes intempestivos, como de toma de cargas manuales
según los planes de recuperación de servicios por parte del CDEC. Entre otras cosas, se han visto en la
necesidad de sobre invertir para cumplir la norma, pero como estos costos no son reconocidos a nivel
tarifario, estas ampliaciones o actualizaciones son realizadas bajo un mínimo económico, por sobre
maximizar la seguridad en la operación.
Se detecta desde el punto de vista como coordinado que los planes de inversión a nivel de transmisión
son solamente indicativos, pero que afectan directamente la calidad de servicio a mediano y largo plazo.
Es necesario que dentro las inversiones reconocidas y proyectadas se definan circuitos de soporte hacia
los puntos de inyección a los sistemas de distribución con el fin mantener un estándar de servicios para
los clientes finales.
Expresan que cuando se ven afectados por mantenimientos de las líneas de transmisión, tienen como
consecuencia la reducción o detención del suministro a clientes. Por lo tanto es necesario que el CDEC
considere optimizar las ejecuciones de tales obras, y considerar los gastos adicionales realizados por las
distribuidoras para mantener la continuidad del suministro, los cuales nacen por cumplir la norma o por
exigencia de los SEC locales.
Comentarios referentes a la opinión del nivel de seguridad de suministro otorgado por el CDEC
Su experiencia clarifica que existen mejoras claras que se pueden aplicar sobre la seguridad de
suministro por parte del CDEC, en especial sobre su responsabilidad en las recomendaciones del diseño
de las líneas de transmisión, en la valoración de la energía no suministrada, y su efecto sobre la
resiliencia del sistema.
Comentarios referentes a las mejoras que es posible aplicar sobre el CDEC
Se destaca que en el CDEC SING los procedimientos de Esquemas de Desconexión Automática de Carga
son en realidad son Desconexiones Manuales de Carga, enfatizando la necesidad de actualizar los
elementos del sistema de que permiten implementar las ordenes entregadas por el CDEC.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
271
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Su experiencia clarifica que existen mejoras claras que se pueden aplicar sobre la seguridad de
suministro, en especial sobre el diseño de largo plazo de las líneas de transmisión y en la valoración de la
energía no suministrada. Estos aspectos afectan de forma relevante la redundancia de los alimentadores
hacia los centros urbanos, donde existen localidades que solo tienen una línea de transmisión porque
económicamente es mejor desconectarlas a fortalecer la resiliencia del sistema.
Considerar dentro de los modelos económicos aquellas inversiones realizadas con el fin de fortalecer la
seguridad de suministro, para que sean reconocidas y retribuidas a las empresas que los implementan.
Revisar sus políticas de mantenimiento con el fin de optimizar el tiempo en el cual se ejecutan las obras,
e incorporar o reconocer las medidas necesarias para no restringir o reducir el efecto sobre el cliente
final.
El proceso de tramitación de obras entre el SIC y el SING es muy diferente, incluso se puede demorar
unos 2 meses para el SIC o hasta 12 meses para el SING, retrasando la entrada a operación de obras
terminadas.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
272
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
COORDINADO
Generadoras de Chile A.G
ASISTENTES
 Rodrigo Solís
 Claudio Seebach
 Equipo Centro Energía
ANOTACIONES RESPECTO AL TEMA
Comentarios referentes a problemática de la calidad de suministro
Se piensa que, en pro del cumplimiento de los objetivos fijados por las políticas de largo plazo para el
sistema eléctrico nacional (SAIDI < 1 [hr] en todas las regiones del país para 2050) el sistema va a tener
que incorporar los mecanismos que correspondan para poder contar con tecnologías adecuadas que
permitan el cumplimiento de estos objetivos.
Si cree que los agentes pueden ayudar en una mejora de los niveles de seguridad y calidad de
suministro; sin embargo, para esto deben ser creados mecanismos adecuados que permitan la
remuneración del actor por el servicio prestado. Esto puede ayudar también a los CDECs a realizar de
mejor manera su labor. Dado esto, se cree que se debe fomentar y desarrollar un mercado de servicios
complementarios que actúe en pro de elevar los niveles de seguridad del sistema y de calidad de
suministro experimentada por el cliente final.
El negocio del segmento de generación es la venta de energía, es por esto que, no es efectivo que se
realicen manipulaciones de las indisponibilidades para acciones económicas de corto plazo. Es más,
cuando existe una indisponibilidad en generación, el distribuidor debe compensar a los usuarios finales,
y, luego de la investigación de la SEC, es el generador quien debe devolver este monto a la distribuidora.
Por lo tanto, no tendría sentido para un generador manipular sus indisponibilidades.
Se considera que, en la actualidad, por razones de mal diseño o mala planificación o porque una vez
licitadas las obras existan atrasos, empresas de generación no pueden evacuar su energía hacia el
sistema porque no tienen la capacidad.
Comentarios referentes a la opinión del nivel de seguridad de suministro otorgado por el CDEC
En general, se tiene una buena impresión de los niveles de seguridad y continuidad prestados por los
CDECs, salvo situaciones particulares que son profundas y tienen un impacto bastante fuerte, pero estas
son acotadas. Se considera que estas situaciones acotadas hacen que la gente tenga una percepción de
la calidad de suministro bastante mala por el impacto que tienen sobre el consumo. Sin embargo, se
considera que los niveles de seguridad y calidad de suministro prestados por los CDECs, son adecuados.
Se cree que los CDECs se encuentran capacitados para hacer frente a este tipo de circunstancias y que
sus procedimientos para la restauración del servicio han sido constantemente actualizados durante los
últimos años.
Se considera que dado que el sistema eléctrico chileno es un sistema radial (y no enmallado), dada la
inexistencia de los refuerzos necesarios, es natural esperar que ocurran eventos como los que ocurren
en la actualidad y, en general, no se responsabiliza al operador del sistema de ellos.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
273
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Comentarios referentes a las mejoras que es posible aplicar
Se cree que las decisiones de los CDECs deben ser siempre inmunes a la situación política. Las decisiones
técnicas deben ser tomadas en base a parámetros técnicos y no a la coyuntura circundante al sector.
Se considera que se debe crear y regular un mercado de servicios complementarios, que sea
remunerado en base al beneficio que trae para el sistema en su totalidad y que trabajen en pro de la
operación segura y económica del sistema eléctrico completo.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
274
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
COORDINADO
Colbún
ASISTENTES
 Iván Cabrera
 Equipo Centro Energía
ANOTACIONES RESPECTO AL TEMA
Comentarios referentes a problemática de la calidad de suministro
Dada la experiencia, es muy poco frecuente que las centrales que componen Colbún sean
desconectadas por orden del CDEC, en parte porque las instalaciones de transmisión hasta la línea
troncal son parte de la empresa, y ellos mismos se encargan de mantener el nivel de seguridad, donde
en la mayoría de su proceso de producción tiene un n-1 incluyendo la de sala de control, siendo en
contados casos donde aplican esquemas de desconexión y para no frenar la incorporar nuevas unidades.
La empresa siempre tiene como misión el estar 100% disponible, además de velar con el cumplimiento
de las condiciones indicadas en la NTSyCS. Ellos tienen conciencia de la relevancia sobre el suministro de
servicios auxiliares entregados al sistema como lo son la reserva en giro para el control de frecuencia a
través de sus centrales hidráulicas. Es por esto también el interés mostrado en el nuevo método de
reconocimiento de servicios complementarios les reconozcan las inversiones realizadas y sean
compensados por entregar seguridad al sistema.
En las situaciones que ponen en riesgo la operación de las centrales, la metodología usual aplicada por la
empresa es cubrir estos aspectos a través de seguros con bancos. Si bien esto es una herramienta para
aumentar la confiabilidad de sus operaciones, también limita las acciones que ellos pueden aplicar a
nivel de la mantención o la reparación de sus instalaciones.
Como empresa siempre han sido conscientes de la relevancia de invertir en herramientas que los
ayuden a tomar mejores decisiones, es por eso que han desarrollado modelos de planificación,
operación e incluso de pronóstico de caudales que utilizan estaciones meteorológicas como datos de
entrada.
Comentarios referentes a la opinión del nivel de seguridad de suministro otorgado por el CDEC
Consideran que el trabajo del CDEC es el adecuado debido a que no han sufrido experiencias de
desconexión en sus instalaciones y siempre ha logrado superar las complicaciones de la operación de la
red.
El criterio de n-1 económico trae complicaciones al no reconocer inversiones que tienen el fin de
aumentar la seguridad de ciertos circuitos. Esto tiene como consecuencia que no realicen el
fortalecimiento de las líneas y que terminen incorporando sistemas de desconexión, que no siempre
están de acuerdo en aplicar.
Comentarios referentes a las mejoras que es posible aplicar sobre el CDEC
Comentan que las generaciones variables han estresado el sistema y es necesario aplicar medidas para
reducir ese factor de la operación. En ese sentido, una posible opción es crear representantes de varias
empresas generadoras de fuentes variables y agruparlas a nivel de despacho para que ellos se
encarguen de controlar su variabilidad.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
275
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Consideran que debe existir un compromiso por parte del CDEC para el desarrollo de herramientas que
sean capaces de poder modelar el sistema en el punto más óptimo, siendo esto de vital importancia.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
276
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
COORDINADO
CODELCO
ASISTENTES
 Sergio Illanes
 Equipo Centro Energía
ANOTACIONES RESPECTO AL TEMA
Comentarios referentes a problemática de la calidad de suministro
Se cree que la normativa vigente está diseñada y es aplicable de manera óptima en sistemas eléctricos
radiales de gran extensión. Sin embargo, la realidad de los coordinados del SING es otra y está más
asociada a sistemas eléctricos internos completamente enmallados (a modo de ejemplo: el sistema de
Escondida). Esto hace que ni la normativa ni el operador del sistema sean capaces de comprender las
reales necesidades de los grandes clientes del SING.
Uno de los grandes problemas vistos por los coordinados del SING es que sus redes deben ser capaces
de otorgar energía de manera ininterrumpida (debido a los enormes perjuicios económicos asociados a
un corte de suministro eléctrico en la gran minería). Sin embargo, en ocasiones el operador del sistema
realiza modificaciones o agrega instalaciones anexas a estas redes internas (debido a la “troncalización”
de las redes de los coordinados). Desde el punto de vista de los coordinados estos cambios topológicos
y/o instalaciones anexas constituyen directamente nuevos puntos de falla y esto no ha sido tomado en
consideración por el operador del sistema.
Dado el enmallamiento de los sistemas internos de las grandes mineras, en muchas ocasiones los niveles
de redundancia establecidos para el sistema son alcanzados con creces (es decir, se cuenta con niveles
superiores al criterio N – 1 en todos los tramos del sistema). Dado esto, en ciertas ocasiones el
coordinado es capaz de sacar elementos de servicio en sus redes y, aun así, mantener los niveles de
redundancia establecidos por la normativa. Sin embargo, cuando el elemento que se saca hace parte de
las instalaciones troncales de transmisión, de subtransmisión o incluso de transmisión adicional (como
por ejemplo, una línea de más de 23 [kV]) los coordinados caen en incumplimientos asociados a la
indisponibilidad de sus elementos de transmisión (pese a que esta indisponibilidad no afecte a terceros)
y, de sobrepasar los límites de indisponibilidad establecidos para el elemento, existirán sanciones por
parte de la SEC al coordinado. Desde el punto de vista de los coordinados esto no tiene ningún sentido
ya que, si bien es cierto que el elemento se encuentra indisponible, el sistema completo se mantiene
cumpliendo los niveles de seguridad establecidos por la normativa vigente por lo que no debiese haber
ningún tipo de sanción y/o fiscalización ya que, en estricto rigor, no se está generando un
incumplimiento.
En varias ocasiones el cliente ha sufrido interrupciones de suministro debidas exclusivamente a
problemas operacionales del CDEC, falta de claridad en la entrega de información y/o en las
responsabilidades (tanto de entrega de información como de la interrupción en sí). Se considera que
estas interrupciones han generado un perjuicio económico directo para el cliente y este considera que
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
277
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
no ha sido compensado adecuadamente. Si bien se reconoce haber sido compensado en algunas
ocasiones, se señala que la estructura actual del sistema eléctrico nacional traspasa todo el riesgo del
segmento de generación hacia las cargas, por lo que las compensaciones no son adecuadas.
Comentarios referentes a la opinión del nivel de seguridad de suministro otorgado por el CDEC
Se considera que el operador del sistema no ha sido capaz de entender ni trabajar en pro de las
verdaderas necesidades de los grandes clientes del sistema.
Los niveles de suministro otorgados por el CDEC son insuficientes, es más, las grandes compañías
mineras deben realizar fuertes inversiones en sus redes internas para tener los niveles de seguridad
deseados para un consumo de carácter in-interrumpible (a modo de ejemplo: existen tramos de redes
internas de la minería que cuentan hasta con un criterio de N – 4 en transformación) sin que estas
inversiones extras sean recuperadas de ninguna manera.
Se considera que un punto importante a destacar de los CDECs corresponde a la cantidad y a la
disponibilidad de información técnica que estos poseen. Sin embargo, en opinión del cliente, esto ha
traído consigo importantes inversiones asociadas a medición y telecomunicaciones los cuales no han
traído ningún beneficio directo hacia el cliente.
Comentarios referentes a las mejoras que es posible aplicar sobre el CDEC
Hasta ahora la normativa que se ha desarrollado en el sistema eléctrico nacional es una normativa que
está más apuntada hacia un sistema como el SIC y no hacia un sistema como el SING en donde el 95% de
la demanda es netamente minera y solo un 5% de la demanda es residencial. Esto se traduce en que en
muchas ocasiones se observa que la realidad del SING no tiene nada que ver con la situación que se
observa en la normativa.
Una de las falencias del actual CDEC es el real conocimiento sobre la demanda, su configuración y los
clientes que tiene, en este caso clientes mineros y situaciones especiales como lo son los sistemas
enmallados. Por otra parte, se considera como otra falencia también el desconocimiento de las
responsabilidades entre los generadores como proveedores y los clientes. Todo esto contribuye a que
cuando se solicita información o se piden datos específicos se genera un desorden en donde no es
directo establecer quien debe facilitar la información (como por ejemplo: parámetros de línea o ajustes
de protecciones) ni las responsabilidades de cada involucrado (como por ejemplo: quien es el
responsable de una interrupción). Esto implica que muchas de las auditorias y/o procedimientos
realizados cuenten con falta de información o derechamente con información errónea (se considera que
en general los parámetros de ajustes de protecciones no son correctos). Se cree que se debe trabajar
directamente en la claridad de las responsabilidades de los coordinados dados que esto influye
directamente en la calidad de suministro.
Por otra parte, se considera (para el caso particular del SING) que es necesario establecer una mayor
claridad en la responsabilidad y esquema de remuneración sobre los esquemas de desconexión. Dado el
fuerte componente térmico que posee el SING es imposible realizar la regulación únicamente con
reserva en giro de centrales hidroeléctricas como sucede en el SIC. Por lo que el sistema se mantiene a
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
278
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
flote única y exclusivamente en base a regulación de las grandes unidades de gas y los esquemas de
desconexión de carga los cuales se considera que debiesen ser tratados y remunerados como un servicio
complementario. Finalmente, se considera también que hoy en día los clientes se encuentran
entregando grandes cantidades de servicios complementarios de manera obligada sin ser remunerados
ni recibir ningún tipo de incentivo acorde al servicio que se está prestando para el sistema completo
(como por ejemplo: reserva en giro, EDAC, etc).
Los esquemas de compensaciones en la actualidad se establecen mediante contratos entre los
generadores y los clientes que dejan fuera las interrupciones de suministro provocadas por decisiones
operativas del operador del sistema. Para este tipo de ocasiones se considera que existe un vacío en la
normativa que es necesario completar debido a que, hasta el momento, son los clientes los más
perjudicados con este tipo de situaciones y no se reconocen en la actualidad las fallas operativas las
cuales si se observan en la realidad.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
279
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
2.
Informe Final
Entrevista Autoridad
PREGUNTAS SUGERIDAS
 En general: ¿Cómo se monitorea y evalúa el trabajo de un CDEC?
En particular:
a.
¿Cómo se monitorea y evalúa de manera objetiva que la operación del sistema sea
efectivamente económica?
b.
¿Cómo se monitorea y evalúa de manera objetiva que la operación del sistema sea
efectivamente segura?
c.
¿Cuáles son las penalizaciones e incentivos a los que se encuentra expuesto un CDEC por
no cumplir las normas de seguridad?
d.
¿Cómo se regula el cumplimiento del criterio N-1 y los análisis económicos que justifican
la relajación al criterio? ¿Hay acuerdos pre-incidente acerca de qué tipos de falla N-1
(lista preconcebida) lleva a un desprendimiento de carga?
 En general: ¿Cómo se incentiva una mejora en las prácticas del CDEC?
En particular:



e.
¿Cómo se incentiva una mejora en los índices de seguridad de suministro a nivel CDEC?
f.
¿Cómo se incentiva una mejora continua de los modelos matemáticos?
g.
¿Cómo se incentiva una mejora tecnológica tanto a nivel CDEC como a nivel de los
dueños de la transmisión (hardware y software: tecnología inteligente de red, FACTS,
PMUs, modelos matemáticos de despacho avanzados, etc) para hacer la operación más
segura y económica?
¿Cómo el mecanismo de aprobación del presupuesto contempla la necesidad de tener un
CDEC y una red eléctrica más moderna?
¿Cree que el nivel de seguridad de suministro prestado por el CDEC es el adecuado?
(califique de 1 a 7 y justifique)
¿Cuáles son las mejoras que ud. cree se deberían implementar a nivel regulatorio (en el
corto y largo plazo) para mejorar la seguridad de suministro y los niveles de modernidad del
CDEC?
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
280
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
AUTORIDAD
CNE
ASISTENTES
 Andrés Romero
 Martin Osorio
 Iván Saavedra
 Equipo Centro Energía
ANOTACIONES RESPECTO AL TEMA
Comentarios referentes a al monitoreo sobre el CDEC
En la actualidad no existe un monitoreo constante sobre las actividades y procedimientos del operador
del sistema, este monitoreo es hecho, en general, por el mismo mercado. Por ende, no es posible
aseverar que existe un monitoreo estricto sobre el cumplimiento del CDEC (a modo de ejemplo: no se
verifica que la operación resultante sea realmente la operación más económica y/o segura, en muchas
ocasiones los coordinados no tienen las herramientas ni cuentan con la información necesaria para
analizar las resoluciones y/o decisiones del CDEC, etc.).
Por otra parte, existen instancias en que la CNE tiene la potestad de argumentar en contra de decisiones
tomadas por los CDECs. En particular, esto ocurre en la transmisión troncal y, con la nueva ley, se incluye
la sub-transmisión. A modo de ejemplo: en el último proceso de expansión troncal existía una
discrepancia entre agregar una nueva línea de transmisión o mejorar la subestación involucrada. El CDEC
postuló construir la nueva línea mientras que la CNE discrepa y considera el mejoramiento de la
subestación como la alternativa correcta para el plan de expansión. Dado esto, la CNE llegará ante las
instancias de discrepancias técnicas necesarias para discutir la problemática.
En relación a la temática del monitoreo que se puede ejercer sobre el operador del sistema, se
considera que en el sistema eléctrico nacional es débil y los mecanismos de asignación presupuestaria
son bastante sencillos. Se espera dar solución a esto con la nueva ley.
Comentarios referentes a la opinión del nivel de seguridad de suministro otorgado por el CDEC
Se considera que el nivel de seguridad otorgado por el CDEC ha mejorado durante los últimos años. En
términos cualitativos, a modo de ejemplo, antes había muchas más DMC (desconexiones manuales de
carga) en la operación que en la actualidad.
Comentarios referentes a las mejoras que es posible aplicar sobre el CDEC
En relación a la flexibilidad del sistema se cree que ésta tiene que ser afrontada desde una mirada
menos rígida desde el punto de vista de la normativa, a modo de ejemplo: no tiene ningún sentido
contar con elementos con redundancia en el sistema de transmisión si los mismos niveles de seguridad
y/o calidad de suministro pueden ser obtenidos mediante la utilización de mecanismos de flexibilización
del sistema eléctrico.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
281
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Es necesario que el CDEC tenga la obligación de realizar investigación, innovación y desarrollo en pro de
un mejoramiento continuo de todos sus procedimientos y, por ende, de su desempeño.
Debiese existir la posibilidad de que los coordinados realicen inversiones (como por ejemplo: en
infraestructura de red) que signifiquen una mejora para el sistema en su totalidad con remuneraciones
establecidas. Con el fin de generar incentivos a los distintos coordinados a realizar inversiones que
aporten a la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico completo.
Se considera que se debe apuntar a establecer un régimen presupuestario en base a objetivos de
desempeño con beneficios monetarios por sobre los trabajadores del operador del sistema (pudiese ser
en base a indicadores objetivos). De modo que al operador del sistema se le establezcan ciertas
directrices de lo que tenga que hacer y éste tenga mayor libertad de acción y mayores incentivos a
realizar su tarea de la mejor manera posible.
Se cree que la fiscalización sobre el operador del sistema y el correcto desempeño de sus funciones
debe ser mucho más amplia. Se espera dar solución a esto con la inclusión de un comité evaluativo de
las funciones del CDEC en el nuevo proyecto de ley.
Los esquemas de desprendimientos (tanto de carga como de generación) debiesen ser considerados
como servicios complementarios. A modo de ejemplo: no es lo mismo obligar a un cliente a realizar 3
desprendimientos de carga al mes por temas asociados a decisiones operativas y, que este deba cargar
con las pérdidas económicas asociadas, a que el mismo cliente preste un servicio al sistema al realizar
estos 3 desprendimientos y este sea remunerado de manera adecuada por el servicio prestado.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
282
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
AUTORIDAD
Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)
ASISTENTES
 César Martínez
 Equipo Centro Energía
ANOTACIONES RESPECTO AL TEMA
Comentarios referentes a evaluación de calidad de suministro
Los índices de indisponibilidad definidos para los segmentos de transmisión y generación (Art. 5-58, 5-59
y 5-60 NTSyCs) en la actualidad son calculados según lo estipulado en la NTSyCS; sin embargo, no existe
fiscalización sobre éstos. Es decir, los límites estipulados para las indisponibilidades programadas y
forzadas pueden ser superados en ambos segmentos por cualquiera de los actores y no recibir
fiscalización ni sanción. Esto se debe principalmente a la administración de recursos escasos lo que ha
llevado a la SEC a fijar su atención sobre el segmento más cercano al consumidor final, es decir, el
segmento de distribución. La única fiscalización que reciben los agentes de generación y transmisión
recae en que al año, la SEC recibe aproximadamente 400 informes de falla dentro de los cuales se
analizan las que tienen las mayores repercusiones para el usuario final (mayor profundidad y/o
duración). Si luego del análisis de la falla, se determina que la falla tuvo lugar en el segmento de
generación o transmisión el agente culpable de la interrupción será sancionado por la SEC de manera
económica y, además, deberá a devolver a la distribuidora el monto cancelado en compensaciones a los
usuarios finales debido a la interrupción de suministro ocasionada por la falla.
Por otra parte, los índices de continuidad (Art. 5-61 y 5-62) si bien son calculados para todos los agentes
y en todos los puntos de control, sus valores son utilizados única y exclusivamente en la definición de la
continuidad de servicio que deben tener las distribuidoras según la tarifa que se les reconoce.
Finalmente, se considera que, en parte, el nuevo reglamento de transmisión se está haciendo cargo de
los puntos mencionados anteriormente.
Comentarios referentes a los índices de continuidad e indisponibilidad
Se considera que los índices de continuidad (FMIK y TTIK) no son intuitivos ni representativos de la
calidad de suministro que el cliente final experimenta, es por esto que la SEC en muchas ocasiones
utiliza en su evaluación interna los índices SAIFI y SAIDI los cuales se centran en el consumidor final. Si
bien, el índice FMIK es análogo al SAIFI (SAIFI de cada cliente corresponde al FMIK determinado para el
punto de control que alimenta al cliente), los índices TTIK y SAIDI no son análogos y debe existir un
proceso de homologación entre ellos. La continuidad de suministro debiese medirse, evaluarse y
fiscalizarse en base a los índices SAIDI y SAIFI debido a que son una mejor aproximación de la situación
real experimentada por el consumidor final.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
283
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
Comentarios referentes a la regulación de la seguridad de suministro actual
Se cree que se deben realizar varios cambios, endurecer la fiscalización y las sanciones sobre los
incumplimientos. Claramente el sector no está siendo fiscalizado como se estipula en la regulación y
esto se debe, principalmente, a una administración de recursos escasos por parte de la SEC. Esta brecha
entre lo estipulado en la regulación y su aplicación debe ser eliminada. Para esto es necesario hacer
mejoras a nivel político y a nivel regulatorio.
Por otra parte, se considera que debiese ser revisada la administración de recursos debido a que
organismos de vital importancia, como el fiscalizador del sistema, no cuentan con los recursos
suficientes para el cumplimiento de sus labores. Deben ser revisados también los procesos vinculados a
las compensaciones debido a que, si bien, para las interrupciones de suministro ocasionadas en el
segmento de distribución son claras y se encuentran bien establecidas, no es el caso de las
interrupciones ocasionadas en los segmentos de generación y transmisión, las cuales generalmente,
terminan en tribunales.
Finalmente, se cree necesaria la revisión de los criterios de planificación del sistema eléctrico, los cuales
debiesen ser establecidos en base a un criterio N-1 estricto, sin la utilización de esquemas de
desconexión. Así como también, se considera que los criterios de planificación de la operación debiesen
ser revisados, apuntando principalmente hacia la probabilidad de falla y costo de la energía no
suministrada utilizados en la evaluación técnico-económica utilizada.
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
284
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
3. Entrevista al Ministerio

PREGUNTAS SUGERIDAS
 ¿Cuáles son las iniciativas para conciliar las actuales aspiraciones del Gobierno en materia de
política energética y las limitantes de las actuales prácticas de operación de sistemas
eléctricos? Específicamente ¿Cómo se vislumbra la implementación de una mejora continua
en las prácticas de la operación?
a. ¿Cómo se incentivaría una mejora en los índices de seguridad de suministro a nivel
CDEC?


b.
¿Cómo se incentivaría una mejora continua de los modelos matemáticos?
c.
¿Cómo se incentivaría una mejora tecnológica tanto a nivel CDEC como a nivel de los
dueños de la transmisión (hardware y software: tecnología inteligente de red, FACTS,
PMUs, modelos matemáticos de despacho avanzados, etc.) para hacer la operación más
segura y económica?
d.
¿Existe una política futura para aumentar los recursos económicos con los que cuenta el
operador del sistema de manera sistemática con el fin de tener una red eléctrica más
moderna y una operación más económica y segura?
e.
¿Se contemplan más recursos para la actividad de regulación, monitoreo y control por
parte de la CNE y la SEC?
f.
¿Se contempla la creación de nuevas instituciones (como en el caso de Brasil)
encargadas de estudios/investigación, desarrollo de modelos, etc. con el fin de mejorar
la eficiencia global de las actividades del sector?
¿Cree que el nivel de seguridad de suministro prestado por el CDEC es el adecuado?
(califique de 1 a 7 y justifique)
¿Cuáles son las mejoras que ud. cree se deberían implementar a nivel regulatorio (en el
corto y largo plazo) para mejorar la seguridad de suministro y los niveles de modernidad del
CDEC?
fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía
285
Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
AUTORIDAD
Ministerio de Energía
ASISTENTES
 Oscar Álamos
 Víctor Martínez
 Germán Morgado
 Equipo Centro Energía
ANOTACIONES RESPECTO AL TEMA
El ministerio de energía se encuentra en la actualidad en una instancia de cambios internos. Las
divisiones de seguridad de mercados eléctricos y seguridad de mercados de hidrocarburos se están
fusionando desde comienzos de 2016 en una sola división denominada seguridad de mercados
energéticos y que pretende abarcar de una mejor manera los temas vistos por las dos divisiones
anteriores. Estas dos divisiones se encontraban unidas en una primera instancia, sin embargo, dada la
coyuntura del terremoto de Febrero de 2010, se decidió separar las divisiones en mercados eléctricos y
de hidrocarburos con el fin de utilizar de la mejor manera posible el personal con el que se contaba en
2010. La nueva división se constituye de dos subdivisiones, una asociada a mercados energéticos y otra
asociada a gestión del riesgo y emergencia.
Comentarios referentes a problemática de la calidad de suministro
El sistema eléctrico chileno cuenta con un gran respaldo de generación en base a diésel establecida por
contratos en el mercado spot. Sin embargo, se considera que el mercado nacional de diésel no está
desarrollado ni tiene las capacidades para permitir hacer frente a una emergencia de gran envergadura
y/o a situaciones climáticas severas. A modo de ejemplo: en un momento de hidrología baja, los pozos
de los sistemas de refrigeración de los complejos Nehuenco y San Isidro se secaron. Esto disminuyó
considerablemente la cantidad de generación GNL existente en el sistema lo cual sumado a la falta de
energía hidroeléctrica en la matriz creó la necesidad de utilizar esta reserva y el mercado no dio abasto
sencillamente porque no existían los caminos necesarios para enviar diésel en camiones a todas las
unidades que lo estaban requiriendo en el tiempo necesario. Por otra parte, existen eventos
climatológicos, como por ejemplo: marejadas, que no permiten el normal desarrollo del mercado
(debido a que no permiten el desembarco de las embarcaciones que traen el combustible) lo cual
sumado a la inexistencia de una red interconectada de gasoductos y oleoductos junto con la distribución
inequitativa de las reservas de combustible (hay zonas que tienen reservas para 3,4 días mientras que
otras tienen para 20 días) no permiten afrontar de manera óptima las situaciones de emergencia severa.
Por otra parte, la activación de los automatismos de defensa ante contingencias simples y severas tales
como: EDAC, ERAG, EDAG, FACTS, esquemas de protecciones, etc. son activados mediante esquemas de
telecomunicaciones. Se considera que el sistema de telecomunicaciones nacional no es robusto ni capaz
de responder ante contingencias. A modo de ejemplo: para el aluvión de Copiapó en 2014 las
telecomunicaciones fallaron debido a que la fibra óptica del sistema iba por uno de los puentes que se
vio afectado por el fenómeno. La inexistencia de redundancia en los sistemas de comunicaciones
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
permitió la imposibilidad en la activación de estos mecanismos de defensa los cuales deben ser
utilizados con mayor necesidad precisamente bajo este tipo de circunstancias. Dado esto, el sistema
completo estuvo a punto de tener un black out por la inexistencia de redundancia en los esquemas de
telecomunicaciones capaces de activar los automatismos necesarios para despejar la falla.
Comentarios referentes a la opinión del nivel de seguridad de suministro otorgado por el CDEC
En general, se considera que el nivel de seguridad de suministro en el segmento de generación es
bastante elevado. Sin embargo, se cree que aguas debajo de lo que ve el CDEC en forma agregada. A
modo de ejemplo: hay zonas particulares en las que hay grandes cantidades de PMGD conectados a la
red en una subestación primaria y lo que ocurre es que a ojos del CDEC aparece y desaparece demanda
por lo que el operador se dedica única y exclusivamente a modular sobre exigiendo en muchos casos
estructura de red que no está acostumbrada a operar de esa manera. Esto sucede porque el CDEC es
ciego a lo que sucede más debajo de la subestación. Lo mismo ocurre con las tecnologías de generación
que tienen “autodespacho”. Para afrontar esta problemática se sugiere mejorar los niveles de
observabilidad del CDEC en las redes aguas abajo (en particular, de distribución) lo cual no
necesariamente involucra que todas estas mediciones estén en los SCADA del CDEC si no que podría ser
realizado por organismos agregadores que interactúan directamente con el sistema.
Además se estima conveniente retomar, en el mediano plazo, las conversaciones realizadas durante las
mesas de discusión de la nueva ley de transmisión asociadas a las potestades del CDEC por sobre la
gestión de los SSCC y la gestión de demanda.
Comentarios referentes a las mejoras que es posible aplicar sobre el CDEC
Dado el nuevo contexto interno del ministerio de energía y, en consideración de los lineamientos y
metas expuestas por las políticas energéticas de largo plazo presentadas por el ministerio de energía, se
considera que la gestión del riesgo y emergencia constituye un tema de vital importancia en cuanto a
seguridad de suministro del sistema eléctrico. Si bien las contingencias extremas tienen una baja
probabilidad de ocurrencia se considera que, dado el contexto país, es necesario trabajar en pro de una
mayor seguridad y esquemas de respuesta frente a eventos extremos de ocurrencia en el país tales
como: terremotos, tsunamis, aluviones, entre otros. Los cuales no son manejados de manera apropiada
en la actualidad.
En particular, se considera que los CDECs son reacios a evaluar posibles catástrofes importantes de baja
probabilidad de ocurrencia en el sistema nacional. El sistema eléctrico se planifica en base a un set
predeterminado de posibles contingencias entre las cuales se consideran como las más graves una salida
de un doble circuito o la salida, por ejemplo, de la unidad San Isidro por un intervalo determinado de
tiempo, sin embargo, permanece ciego ante la ocurrencia de emergencias naturales que suceden en el
país. En general los planes de respuesta a las contingencias extremas establecidas tienen un tiempo de
recuperación de servicio aprox. de 6 horas. Por otra parte, estos planes de contingencias extremas
consideran la inclusión de esquemas de desprendimientos como EDAC, EDAG u operación en isla de
algunas unidades para la recuperación de servicio. Sin embargo, no se consideran situaciones de
contingencias extremas por fuera de las esperadas como las asociadas a eventos naturales “graves”(a
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Informe Final
modo de ejemplo: tsunami, terremoto, aluvión, incendio, etc.), y no poco frecuentes en nuestro país,
donde no existe la posibilidad de recuperar la oferta de energía en un tiempo cercano al establecido por
los planes de contingencias extremas existentes. Es por esto que se debiesen considerar los eventos
extremos de baja probabilidad de ocurrencia que involucren la pérdida de grandes volúmenes de
energía por un mayor período de tiempo en la planificación del sistema eléctrico nacional.
Por otra parte, se señala que los CDECs deben tener en consideración para todo efecto (planificación,
operación, estimación de reserva, etc.) las limitantes existentes en los mercados de los distintos
combustibles (ej: gas y diésel).
Se estima de vital importancia robustecer el sistema de telecomunicaciones del sistema eléctrico
nacional. En particular, establecer esquemas de redundancia para que los mecanismos de defensa
puedan seguir funcionando de manera correcta frente a contingencias simples y severas. Es necesario
destacar que la redundancia física de estos automatismos es tan vital como la redundancia en los
sistemas de telecomunicaciones capaces de realizar su activación.
Se considera que una de las grandes falencias actuales de los CDECs son sus rol fiscalizados y auditor. A
modo de ejemplo: los datos entregados por los distintos actores del sistema son aceptados tal cual
como vienen sin la realización de mayor monitoreo ni auditorias sobre la información entregada.
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3.
Informe Final
Operadores del Sistema
Éstas se adjuntan a este informe en formato Excel.
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Informe Final
Anexo C Virtual power plants
El desarrollo e incremento global en la participación de los recursos distribuidos de energía
(DER del inglés Distributed Energy Resources), en los sistemas eléctricos actuales –el cual está
principalmente asociado a los requerimientos de un sistema energético sustentable con
menores impactos sobre el medioambiente, mayor diversificación de las fuentes de producción
de energía y una mayor eficiencia energética- trae consigo nuevos desafíos operacionales para
el operador de red.
El esperado incremento en la incorporación de DER en el futuro cambiará drásticamente la
operación de los sistemas eléctricos de potencia a todo nivel de voltaje. Los operadores de red
deberán considerar la salida intermitente de la generación distribuida tanto a nivel de diseño
como a nivel de operación para las nuevas redes, así como también, durante la adecuación de
la generación distribuida a las redes existentes. Debido a que la mayoría de los sistemas de
energía actuales cuentan con un activo control sobre el sistema de transmisión y un control
pasivo sobre el sistema de distribución será necesario desarrollar estrategias de control activo
sobre el sistema de distribución en orden de facilitar la incorporación de generación distribuida
[1].
Durante los últimos años, los DER han sido incorporados en los sistemas de energía mediante
una metodología de instalar y olvidar (fit and forget), fundado en el legado pasivo de los
sistemas de distribución. Bajo este régimen, los DER no son visibles para el sistema y, si bien
pueden desplazar energía producida por generación centralizada, son incapaces de desplazar su
capacidad. Es por esto que, sin un manejo activo o una representación para el sistema, los DER
carecen de la funcionalidad requerida para prestar actividades de apoyo y seguridad para el
sistema y, por tanto, capacidad asociada a generación centralizada debe ser retenida para
realizar esta función, lo cual trae consigo problemas de sobre-capacidad y sub-utilización de los
activos, reduciendo la eficiencia global del sistema y aumentando, eventualmente, el costo de
la energía [2].
En consideración de la problemática anterior, surge en la literatura internacional un
instrumento capaz de contrarrestar estos efectos y permitir una incorporación óptima de los
DER en los sistemas eléctricos actuales. El mecanismo es denominado Virtual Power Plant (VPP)
y ha sido explorado ampliamente por la literatura internacional durante los últimos años [1],
[2], [3] y [4].
El mecanismo de Virtual Power Plant consiste en un cluster de unidades generadoras dispersas,
cargas controlables y sistemas de almacenamiento, agregados en orden de ser operadas como
una única unidad. Las unidades de generación agregadas al generador virtual pueden ser de
fuentes tanto térmicas como renovables. La idea central del VPP corresponde a un sistema de
gestión de energía (EMS del inglés Energy Management System) el cual coordinada los flujos de
potencia que provienen del VPP y actúa como intermediario entre el operador del sistema y los
distintos agentes con participación en DER. En la Figura 80 es posible observar un esquemático
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Mejoramiento Continuo de los Procesos Vinculados a la Operación Económica y Segura del SING
Informe Final
clásico de un VPP donde todos los participantes del VPP se conectan directamente al EMS. La
comunicación es bidireccional y, por ende, el VPP no sólo puede recibir información acerca del
estado actual de cada unidad, sino que también es capaz de enviar señales a los objetos de
control [3].
Figura 80: Esquemático VPP con EMS [3].
Un Virtual Power Plant corresponde a una representación flexible de un portafolio de
tecnologías DER y es análoga a una unidad de generación conectada a nivel de transmisión,
como se explícita en la Figura 81.
Figura 81: VPP como representación de un portafolio de tecnologías DER [2].
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Informe Final
Las unidades de generación conectadas a nivel de transmisión poseen un amplio abanico de
características, como por ejemplo: programa de generación, límites de generación, costos de
operación, entre muchas otras. Es por esta razón que una VPP no puede ser solamente una
agregación de la capacidad de diversas DER, sino que también debe crear un único perfil de
operación en base a los parámetros que caracterizan individualmente a cada DER e incorporar
las restricciones espaciales (i.e. restricciones de la red) en la descripción de la capacidad del
portafolio [2].
Una situación informada por CDEC-SING al consultor, corresponde a la realización de
vertimientos de energía solar fotovoltaica por parte del operador del sistema debido a la
existencia de congestiones en líneas pertenecientes al sistema de transmisión. Por otra parte, al
momento de realizar estos vertimientos de energía solar el operador del sistema debe realizar
estos recortes de energía de manera equitativa de modo de no perjudicar a uno o algunos
pequeños generadores renovables en particular. Para enfrentar esta problemática se propone
la inclusión del mecanismo de Virtual Power Plant al momento de modelar, operar y planificar
los recursos renovables de energía existentes y por incorporar en el SING.
Si bien, la literatura internacional ha explorado ampliamente la inclusión de este mecanismo a
nivel de distribución y redes inteligentes, es posible extrapolar este mecanismo para unidades
de generación renovable conectadas al sistema de transmisión (caso del SING). De esta manera,
la gestión, control y coordinación de los recursos renovables existentes en el sistema serán
realizados de una manera simplificada -sin pérdida de representación- y la correspondiente
interacción entre el operador del sistema y los múltiples agentes con participación en DER se
realizará de una manera más eficiente y simplificada a través de la figura del agregador (EMS).
De esta manera, se espera simplificar las tareas del operador del sistema al momento de
incorporar generación renovable en el sistema, así como también, conseguir una mejor
utilización de los recursos renovables existentes y por incorporar en la matriz.
Finalmente, si bien existen múltiples metodologías para incorporar el mecanismo de VPP en un
sistema eléctrico ([2], [3], [5], [6], [7], entre otros), es de vital importancia definir una
metodología que se adapte a la realidad del sistema eléctrico nacional el cual cuenta,
principalmente, con unidades de generación renovable conectadas directamente al sistema de
transmisión.
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